ATOMERŐMŰVI BERUHÁZÁSOK ÜZLETI MODELLJEI ÉS
VÁRHATÓ MEGTÉRÜLÉSÜK
REKK
MŰHELYTANULMÁNY
BUDAPEST, 2013
Atomerőművi beruházások
TARTALOM
Vezetői összefoglaló ................................................................................................................... i I. Bevezető .................................................................................................................................. 1 II. Üzleti modellek ...................................................................................................................... 3
II.1. Kockázati elemek ........................................................................................................... 3 II.1.1. Előkészítési fázis ..................................................................................................... 4 II.1.2. Kivitelezési fázis...................................................................................................... 4 II.1.3. Működési fázis ......................................................................................................... 9 II.1.4. Bezárási fázis ......................................................................................................... 12
II.2. Üzleti modellek ............................................................................................................. 14 II.2.1. Tulajdonosi struktúra ............................................................................................. 15 II.2.2. Finanszírozás ......................................................................................................... 16
II.2.3. Szerződéses struktúra ............................................................................................ 20 II.2.4. Szabályozási környezet.......................................................................................... 22 II.2.5. Üzleti modellek...................................................................................................... 26
III. A megtérülési modell bemutatása és a modellezés adaptálása az atomerőművi beruházásra
.................................................................................................................................................. 28 III.1. Projektértékelési módszerek ........................................................................................ 28
III.1.1. Megtérülési idő ..................................................................................................... 30 III.1.2. Diszkontált megtérülési idő .................................................................................. 30
III.1.3. Nettó jelenérték .................................................................................................... 31 III.1.4. Belső megtérülési ráta .......................................................................................... 31
III.1.5. Jövedelmezőségi Index ........................................................................................ 31 III.1.6. LCOE ................................................................................................................... 32
III.2. A parciális érzékenységvizsgálat módszertana ........................................................... 32
III.3. Felhasznált inputadatok ............................................................................................... 33 III.3.1. Beruházási költségek ............................................................................................ 33
III.3.2. Diszkontráta ......................................................................................................... 35 III.3.3. Villamosenergia-árak ........................................................................................... 36
III.3.4. Egyéb inputtényezők ............................................................................................ 37 III.3.5. Inputtényezők összefoglalása ............................................................................... 38
III.4. A megtérülés-számítás eredményei ............................................................................. 38 III.4.1. A realista forgatókönyv eredményei .................................................................... 38 III.4.2. A három forgatókönyv összehasonlítása .............................................................. 40 III.4.3. Parciális érzékenységvizsgálatok ......................................................................... 41 III.4.4. Az összes inputadat-kombináció esetén a megtérülés alakulása .......................... 42
IV. Zárszó ................................................................................................................................. 45
Atomerőművi beruházások
TÁBLÁZATOK JEGYZÉKE
1. táblázat: Erőművi technológiák jellemzői .............................................................................. 4 2. táblázat: Megrendelt és befejezett reaktorok építési ideje az Egyesült Államokban ............. 5 3. táblázat: Az Egyesült Államokban 1966 és 1977 között indult atomerőmű-építések ............ 8 tervezett és tényleges beruházási költségei ($/kW, 2005. évi árakon) ....................................... 8
4. táblázat: Atomerőművi beruházási költségbecslések ............................................................. 9 5. táblázat: Üzleti modellek összetevői .................................................................................... 15 6. táblázat: Nukleáris projektek lehetséges finanszírozási modelljei ....................................... 16 7. táblázat: Angolszász ösztönző és állami támogatási rendszerek .......................................... 23 8. táblázat: Nukleáris engedélyezési rendszer az Egyesült Királyságban ................................ 25
9. táblázat: Atomerőművi üzleti modellek ............................................................................... 26 10. táblázat: Szakirodalmi beruházási költségbecslések .......................................................... 35 11. táblázat: Szakirodalmi áttekintés az atomerőművi projektek esetében alkalmazott
diszkontrátákról ................................................................................................................... 36 12. táblázat: A megtérülés vizsgálat során alkalmazott inputtényezők .................................... 38 13. táblázat: Az egyes eredményváltozók összefoglalása ........................................................ 40 14. táblázat: A realista, optimista és pesszimista forgatókönyv eredményei ........................... 41
15. táblázat: Az egyes eredményváltozók értékei különböző tényezők érzékenységvizsgálata
mellett ................................................................................................................................. 42
ÁBRAJEGYZÉK
1. ábra: Az atomerőmű-építések alakulása 1951 és 2011 között ............................................... 1 2. ábra: Európai erőművi beruházási költségek alakulása (2000-2012) ..................................... 8 3. ábra: Jövőbeni pénzáramok jelenértéke 5%-os és 10%-os diszkontráta mellett .................. 10
4. ábra: A nukleáris projekt során felmerülő kockázatok cash-flowra gyakorolt hatása ......... 14
5. ábra: Finanszírozási modellek .............................................................................................. 20 6. ábra: Kockázatmegosztás a kivitelezési (EPC) szerződésekben .......................................... 21 7. ábra: Atomerőművi engedélyezési folyamat az Egyesült Államokban ............................... 25
8. ábra: A diszkontált cash-flow alapú értékelési eljárás működése ........................................ 29 9. ábra: A realista forgatókönyv esetében az évenkénti pénzáramok, diszkontált pénzáramok,
illetve kumulált diszkontált CF-ok összeg, Mrd Ft ............................................................. 39 10. ábra: A kiadások és a bevételek jelenértékeinek megoszlása, Mrd Ft ............................... 40
11. ábra: A nettó jelenérték értékei különböző tényezők érzékenységvizsgálata mellett, Mrd Ft
............................................................................................................................................. 42 12. ábra: Az egyes input-kombinációk esetében a nettó jelenérték értéke, Mrd Ft ................. 43 13. ábra: Az egyes input-kombinációk esetében az LCOE értéke, €/MWh ............................. 44
Atomerőművi beruházások
i
VEZETŐI ÖSSZEFOGLALÓ
A nukleáris bázisú áramtermelés jövője energiapolitikai és – a beruházás méreténél fogva –
gazdaságpolitikai kulcskérdés Magyarországon. A tervezett létesítmény várhatóan két darab,
hozzávetőleg 1200 MW-os új blokkból állna, beruházási költsége pedig a legfrissebb
nemzetközi adatok alapján -konzervatív becslés szerint is- elérheti a 2700 milliárd forintot. Ez
a folyó áron számított 2012. évi hazai GDP 9,5%-ának megfelelő érték. A fejlesztés által
szükségessé váló kiegészítő beruházásokkal együtt (átviteli hálózat fejlesztése, esetleg
szivattyús-tározós erőmű létesítése) a teljes beruházási költség azonban ennél jóval magasabb
is lehet. A projekt a 21. század első felének legnagyobb értékű egyedi, állami részvételt
igénylő hazai beruházása lehet.
Noha a többpárti politikai elkötelezettség az új blokkok létesítése mellett régebbi keletű
fejlemény, az MVM Paks II. Zrt. közelmúltbéli megalakulásával a hazai nukleáris fejlesztések
előkészítése új szakaszba lépett. Az eddigieknél is fontosabbá vált azon kockázatok és
kockázatkezelési lehetőségek áttekintése, amelyek a tervezett nukleáris erőművi fejlesztés
megvalósítása szempontjából meghatározóak. Tanulmányunk ezen munkához kíván
hozzájárulni.
Két kérdésre keressük a választ:
1. A nukleáris fejlesztést végrehajtó vagy tervező OECD országok milyen üzleti
modellek keretében kezelik vagy igyekeznek kezelni a nukleáris erőművi beruházások
előkészítése, kivitelezése, az erőmű üzemeltetése közben, illetve az erőmű bezárása
során felmerülő pénzügyi / gazdasági kockázatokat?
2. Mely tényezők befolyásolják kiemelkedő mértékben egy nukleáris erőművi projekt
pénzügyi megtérülését? Nemzetközi összehasonlító adatok felhasználása segítségével
mit mondhatunk egy idehaza tervezetthez hasonló méretű projekt pénzügyi
megtérülési jellemzőiről?
Az első kérdés megválaszolásához döntően az európai (francia, finn, brit) és az észak
amerikai projektekre vonatkozó adatforrások és irodalom feldolgozására támaszkodtunk.
Jelen tanulmány kereteit meghaladta a távol-keleti OECD államokban (Japán, Dél-Korea) és a
fejlődő világban (Törökország, Kína, India) alkalmazott, illetve a keleti EU tagállamokban
(Csehország, Litvánia, Lengyelország) tervezett üzleti modellek feldolgozása.
A megtérülés kérdését egy, a REKK által kialakított pénzügyi modell segítségével vizsgáltuk.
A tanulmány főbb megállapításai az alábbiakban foglalhatók össze.
1. A nukleáris áramtermelésnek a kiemelkedő technológiai-biztonsági kockázatok mellett
kiemelkedő pénzügyi-gazdasági kockázatai is vannak. Részben ez magyarázza azt, hogy
az 1986. évi csernobili katasztrófa óta Japán, illetve Dél-Korea kivételével a fejlett
országokban nem épültek új atomerőművek.
Atomerőművi beruházások
ii
2. A nukleáris erőművi beruházások markánsan különböznek a más erőművi technológián
alapuló fejlesztésektől. A jellemző blokkméret és a fajlagos beruházási költség egyaránt
kiemelkedően nagy, ezért a finanszírozási igény és az ezzel kapcsolatos tőkeköltség
rendkívül magas. A beruházás előkészítése és kivitelezése (az erőmű építése) minden más
technológiánál tovább tart, az erőmű üzemideje pedig kiemelkedően hosszú.
3. A nukleáris erőművi projektek az előkészítés, a kivitelezés, a működés és az erőmű
bezárás fázisaiban különféle típusú és eltérő mértékű kockázatokkal szembesülnek. A
beruházás pénzügyi megtérülését veszélyeztető legnagyobb kockázatok a kivitelezési
fázisban merülnek fel.
4. A projekt előkészítése során felmerülő kockázatok elsősorban az engedélyezéssel
kapcsolatosak. Miközben az engedélyek megszerzése a projekt költségeinek mindössze 1-
5%-át teszik ki, időigényük jelentős lehet.
5. A projekt költségeinek oroszlánrésze a kivitelezés 5-8 éves időintervallumában merül fel,
ennélfogva a beruházót érintő legsúlyosabb kockázatok is erre a szakaszra
koncentrálódnak. E szakasz fő kockázati tényezője az építési idő elhúzódása. Az utóbbi
évek európai projektjei esetén a kivitelezési idő átlagosan az eredetileg tervezett duplája.
Az építés elhúzódása amerikai és európai tapasztalatok szerint a tervezett költségek
nagyon jelentős túllépését (duplázódását) eredményezi.
6. A beruházási költségek becslését az elhúzódó kivitelezés során bekövetkező fajlagos
anyag- és munkaerőár emelkedések, és az ezekre épülő beruházási indexek
változékonysága is nehezíti. Az alábbi táblázat jól tükrözi, hogy néhány év leforgása alatt
mekkora változások játszódhatnak le a beruházási költségbecslések terén, és hogy
mekkora bizonytalanságok övezik a nukleáris erőműépítések várható beruházási
költségére vonatkozó becsléseket.
Atomerőművi beruházási költségbecslések
Massachusetts Institute of Technology 2003 2 000 $/kW
Department of Trade and Industry (UK) 2006 2 644 $/kW
Massachusetts Institute of Technology 2009 4 000 $/kW
Department of Energy (US) 2010 5 339 $/kW
7. A fejlett országokban az építési munkálatok elhúzódása és a költségek növekedése a
létesítés során jelentkező kivitelezési/technológiai és szabályozási/engedélyezési
kockázatokra vezethető vissza. A kivitelezési/technológiai kockázatok jelentős részben
abból fakadnak, hogy az atomerőművi beruházások kevésbé gyakoriak, ezért adott
reaktortípus esetén nehezebb a kivitelezési rutin megszerzése, és lassabban megy a
nukleáris berendezések gyártóiból, egyéb beszállítókból és alvállalkozókból összeálló
„beszállítói lánc” kiépítése. A szabályozási és engedélyezési kockázatok a politikai
támogatottság változékonyságával, a biztonsági előírások gyakori változtatásával, illetve
az új technológiákkal kapcsolatos tapasztalatok hiányából, és az ezeket kísérő szabályozói
beavatkozásokból erednek.
Atomerőművi beruházások
iii
8. Az erőmű üzembe lépését követően elsősorban üzemeltetési és piaci-értékesítési
kockázatok jelentkezhetnek. Az erőművi projektek megtérülésének kulcsfontosságú
feltétele a magas (90% körüli) kapacitáskihasználtság és a megfelelően magas piaci
áramár. Ezen tényezők romlása jelentős megtérülési kockázatot jelent.
9. Az üzemidő lejártával (3+ generáció esetén várhatóan 60 év) jelentkező két fontos
kockázati elem az erőmű bezárása és elbontása, illetve a kiégett fűtőelemek és egyéb
radioaktív hulladékok elhelyezése. Ezek közül egyik sem gyakorol jelentős hatást a
projekt megtérülésére. A bezárás költségét (500 millió – 1 milliárd dollár blokkonként)
általában egy, az élettartam alatt működtetett bezárási alap fedezi. A hulladék elhelyezés
költsége (elsősorban a geológiai tároló kiépítése) nagyon jelentős lehet, de mivel időben
távol jelentkezik (és a költségek megoszlanak a jelenleg üzemelő, illetve a jövőben
megépülő blokkok között), jelenértéke a 40-60 évnyi diszkontálás következtében
meglehetősen csekély.
10. A nukleáris projektek fenti kockázatait a fejlett országok piacain eltérő üzleti modellek
segítségével kezelik. Üzleti modell alatt a projekt tulajdonosi szerkezetének,
finanszírozásának, szerződéses szerkezetének és az ahhoz kapcsolódó szabályozói
megoldásoknak eltérő kombinációit értjük. Az alábbi táblázat összefoglalóan mutatja a
vizsgált országokban alkalmazott üzleti modell változatokat.
Atomerőművi üzleti modellek
Üzleti modellek Amerikai Francia Finn
kereskedelmi szabályozott monopol kooperatív
Tulajdonosi
struktúra
decentralizált
(termelők és
szolgáltatók)
centralizált
(vertikálisan
integrált vállalat)
centralizált
(EDF)
(vertikálisan
integrált vállalat)
decentralizált
(termelő és
nagyfogyasztók)
Finanszírozás
módja
projektfinanszírozás vállalati
finanszírozás
Vállalati
finanszírozás
hibrid
finanszírozás
Szerződéses
struktúra
PPA*
szolgáltatókkal
saját fogyasztói
bázis
saját fogyasztói
bázis
PPA
nagyfogyasztókkal
EPC** nem ismert EPC nem ismert EPC: saját
kivitelezés
EPC: turnkey
contract
Szabályozói
környezet
szabad piac szabályozott piac hibrid piac szabad piac
állami támogatás állami támogatás - -
*PPA: hosszú távú áramvásárlási szerződés; ** EPC: Engineering, Procurement, Construction szerződés a
kivitelezővel
11. Az Egyesült Államokban tervezett projektek mindegyikét jellemzi az állami támogatás
(hitelgarancia, adókedvezmény) megléte, mely az áramvonalasított engedélyezési
eljárással együtt jelentősen csökkenti a beruházókat sújtó kockázatokat. A szabályozott
villamosenergia-piacokkal rendelkező államokban tervezett projektek esetében a kockázat
tovább csökken, így az építkezés vállalati finanszírozás mellett is megindítható, de
megfelelő tulajdonosi struktúra mellett projektfinanszírozásra is lehetőség nyílik. A
többé-kevésbé nyitott európai villamosenergia-piacokon vélhetően ez utóbbi, a
Atomerőművi beruházások
iv
projektfinanszírozás és állami támogatás kettősségére épülő kereskedelmi modell
tekinthető reális lehetőségnek.
12. A francia monopol modell meglehetősen klasszikusnak tekinthető: a lassan liberalizálódó,
hatósági árakkal tarkított, koncentrált piac alkalmas lehet arra, hogy a domináns szereplő
vállalati finanszírozással nukleáris projektet kezdeményezzen. Ez a lehetőség azonban
igen kevés európai országban adott, mivel a vállalatok jelentős részének piaci értéke és
eszközállománya elégtelen ahhoz, hogy ilyen volumenű befektetést eszközöljön. Azt is
érdemes figyelembe venni, hogy az integrálódó európai piacokon kevéssé valószínű a
merev, versenytől védett nemzeti piacok tartós megmaradása.
13. A finn erőmű-fejlesztési modell rendkívül innovatív, ugyanakkor a finn villamosenergia-
szektor sajátosságai miatt más európai országok által nagyon nehezen ismételhető meg. A
jelentős fogyasztói tulajdoni hányaddal működő vállalatok és a nagyfogyasztói
partnerségre építő projektvállalatok ilyen típusú partnerek hiányában nem alakíthatóak ki.
A projekt demonstrációs jellege szintén olyan egyedi szerződéses kondíciókhoz vezető
vonás, melyet várhatóan nem vállal fel még egyszer a reaktor gyártója.
14. Egy hazai nukleáris befektetés megtérülését nettó cash-flow elemzésre támaszkodó
mutatószámokkal elemeztük. Az elemzéshez használt, elsősorban a 2009-2012 közötti
nemzetközi irodalom feldolgozásán alapuló, a beruházásokra vonatkozó legfontosabb
feltételezéseinket az alábbi táblázat tartalmazza. Összesen három forgatókönyvet
definiáltunk: egy optimistát, egy realistát, illetve egy pesszimistát. A realista forgatókönyv
esetében minden bemenő változó a lehetséges értéktartomány középértékét veszi fel. A
pesszimista esetben feltételezzük, hogy az egyes inputváltozók mindig azon értéket veszik
fel, amely rontja a projekt megtérülését, míg az optimista esetben ellenkezőleg, amely
javítja azt.
A megtérülés vizsgálat során alkalmazott inputtényezők
Minimum Középérték Maximum
Előkészítési idő Év 5 5 5
Építési idő Év 5 7 8
Üzemidő Év 40 50 60
Kapacitáskihasználtság % 80 85 90
Beruházási költség $/kW 4 000 5 000 6 500
Bezárás költsége $/kW 525 750 975
O&M $/MWh 12,08 14,49 17,38
Tüzelőanyag-költség $/MWh 7,328 9,16 10,992
Villamosenergia-ár €/MWh 80 90 100
Diszkontráta % 8,5% 10,0% 11,5%
15. Az alábbi ábra azt mutatja, hogy a realista forgatókönyv esetén a kumulált diszkontált
pénzáramok összege a beruházás végére eléri a -650 milliárd forintot. Az erőmű termelési
ciklusában az évenként pénzáramok értéke 160 milliárd forint körül alakul, viszont ezek
Atomerőművi beruházások
v
diszkontált értéke már a termelés első évében várható hozamok esetében is mindössze 50
milliárdot tesz ki. A kumulált pénzáram értéke így az erőmű életciklusa végén sem lesz
pozitív, mintegy 110 milliárd forintos kumulált diszkontált veszteségű pénzárammal
szembesül az erőmű. Az erőmű élettartalma végén egy jelentős mértékű bezárási költséget
tapasztalunk, de ennek diszkontált értéke szinte elhanyagolható.
A realista forgatókönyv esetében az évenkénti pénzáramok, diszkontált pénzáramok, illetve kumulált
diszkontált pénzáramok (CF-ok) összeg, Mrd Ft
Forrás: REKK számítás
16. A referencia forgatókönyvre vonatkozóan érzékenységvizsgálat keretén belül azt
vizsgáltuk, hogyan változik a beruházás kumulált pénzáramának jelenértéke, ha a projekt
jövedelmezőségét befolyásoló legfontosabb tényezők értékét úgy változtatjuk, hogy
közben a többi változó értéke nem változik. A vizsgált inputváltozó a pesszimista vagy az
optimista értékét veszi fel, kivéve a beruházási idő, amely esetében a realista értékhez (7
év) hozzáadtunk, illetve abból levontunk 2-2 évet. Az eredményeket a következő ábra
tartalmazza. Mint látható, a projekt jövedelmezőségét önmagában legerősebben a
beruházási költség és a finanszírozás költsége (diszkontráta) befolyásolja. E két tényező
esetén fordulhat elő, hogy a változó értékének kedvező alakulása önmagában pozitív nettó
jelenértékűvé teheti a projektet.
17. A beruházási költség és a súlyozott tőkeköltség (diszkontráta) mértéke a beruházás
megtérülése szempontjából abszolút meghatározó. A tőkeköltségek 1,5%-os csökkenése,
vagy a beruházási költségek 20%-os csökkenése a többi tényező változatlansága mellett is
pozitívba fordíthatja a projekt jelenértékét. Ugyanakkor ezek a tényezők hordozzák
Atomerőművi beruházások
vi
magukban a legkomolyabb kockázatokat is: mérsékelt növekedésük önmagában
ellehetetlenítheti a projekt megtérülését.
A kumulált diszkontált pénzáram értékei különböző tényezők érzékenységvizsgálata mellett, Mrd Ft
(referencia forgatókönyv)
Forrás: REKK számítás
18. Végül bemutatjuk a vizsgált három alap forgatókönyv legfontosabb pénzügyi mutatóit.
Látható, hogy a pesszimista forgatókönyv esetében igen rossz megtérülési mutatókkal
szembesülünk. A projekt belső megtérülési rátája 5,2 %-os, azaz ennél alacsonyabb
reálhozam-elvárással kell bírni a beruházónak, ha mégis belevág a projekt
megvalósításába. A LCOE mutató1 értéke, vagyis a beruházás megtérüléséhez szükséges
értékesítési ár ebben az esetben 176 €/MWh, amely a jelenlegi villamosenergia-árakat és
piaci tendenciákat figyelembe véve valószínűtlenül magas érték. Ezzel szemben az
optimista forgatókönyv megvalósulása esetén érdemes a beruházást megvalósítani. A
nettó jelenérték ez esetben meghaladja a 400 Mrd forintot, míg a belső megtérülési ráta a
1Levelized Cost of Energy (LCOE); értéke azt mutatja, hogy átlagosan milyen áramár esetén érdemes beruházni
az adott erőműbe.
Atomerőművi beruházások
vii
12,8 %-ot. Az LCOE értéke 66 €/MWh-át mutat, azaz átlagosan – az optimista
forgatókönyv esetén 8,5 %-os diszkontárával számolva – ekkora villamosenergia-
értékesítési ár mellett tud gazdaságosan működni az atomerőmű.
A realista, optimista és pesszimista forgatókönyv eredményei
Realista Pesszimista Optimista
NPV, Mrd Ft -109,1 -456,3 409,5
IRR, % 8,7% 5,2% 12,8%
Megtérülési idő, év 21 28 17
Diszkontált megtérülési idő, év 63 64 22
LCOE, €/MWh 106 176 66
Forrás: REKK számítás
Az elvégzett elemzések alapján megállapíthatjuk, hogy egy sikeres nukleáris projekt
végrehajtásával kapcsolatos legjelentősebb pénzügyi/megtérülési kockázatok a beruházási és
a finanszírozási költségek alakulásával kapcsolatosak. A beruházási költséget az éretlen
technológia alkalmazásából és az előkészítetlen / rutintalan engedélyezésből fakadó elhúzódó
kivitelezés ugrásszerűen növelheti. A finanszírozási költségekre – különösen állami tulajdonú
főszereplő esetén – az ország-kockázati felárnak és a szabályozási környezetnek döntő hatása
van. Azaz egy hazai projekt – pénzügyi – sikere szempontjából döntő lehet, hogy mennyire
érett technológiát választ a beruházó, illetve hogy sikerül-e előzetesen átgondolt integrált
engedélyezési eljárást kialakítani. Végül, de nem utolsó sorban a projekt eredményességét –
annak méretére való tekintettel – a hazai gazdaságpolitika általános színvonala és nemzetközi
hitelessége is alapvetően befolyásolja.
Atomerőművi beruházások
1
I. BEVEZETŐ
Az atomerőművi beruházások „hőskora” a múlt század hatvanas-hetvenes éveire tehető: ekkor
kezdett kiépülni az a nukleáris erőműpark, mely jelenleg is üzemel a világ számos
országában. A nyolcvanas években azonban megtorpantak a további beruházások, és Japán,
illetve Dél-Korea kivételével a fejlett országokban nem épültek új atomerőművek.
A 2000-es évek közepén azonban megélénkült a beruházási kedv: a fejlődő országokban
(Kínában, Indiában, Oroszországban) jelentős számban kezdtek épülni új erőművek, az
Egyesült Államokban pedig a fukushima-i balesetet megelőző években 28 engedélykérelmet
nyújtottak be új nukleáris erőművek építésére.2 A fosszilis energiahordozók megdrágulása, a
klímavédelmi intézkedések előtérbe kerülése, és a meglévő erőművi flottával kapcsolatos
kedvező üzemeltetési tapasztalatok egyaránt hozzájárultak ahhoz, hogy a nukleáris
energiatermelés társadalmi és politikai elfogadottsága az utóbbi évtizedben érezhetően
megnövekedett.
1. ábra: Az atomerőmű-építések alakulása 1951 és 2011 között
Nem OECD országok OECD országok
Összes atomerőművi kapacitás
olajválság Csernobil Fukushima
Three Mile Island
Forrás: International Energy Agency (2011): World Energy Outlook 2011 (IEA Publications, Paris)
A „nukleáris reneszánsz”-nak nevezett jelenség azonban sem az Egyesült Államokban, sem
Európában nem eredményezte az építkezések látványos megindulását. A Fukushima-i baleset
ugyan látványos törést okozott számos ország nukleáris poltikájában, a visszafogott befektetői
aktivitás hátterében azonban (néhány ország kivételével) nem a társadalmi és politikai
támogatottság megrendülése állt, hanem objektív okok.
2 Lásd Paul Joskow and John Parsons (2012): The future of nuclear power after Fukushima. (Alfred P. Solan
Foundation and MIT)
Atomerőművi beruházások
2
Jelen tanulmányban megpróbáljuk feltérképezni a nukleáris beruházásokat akadályozó
tényezőket, majd megvizsgáljuk, milyen üzleti modellek keretében kezelhetőek ezen
kockázatok, és jelenleg milyen kilátásokkal vághatnak neki a potenciális befektetők egy
nukleáris erőmű építésének és üzemeltetésének.
A tanulmány első részében áttekintjük a nukleáris erőművi beruházások főbb jellemzőit, a
projektek előkészítése, kivitelezése, az erőmű üzemeltetése közben, illetve az erőmű bezárása
során felmerülő kockázatokat, majd bemutatjuk, milyen üzleti modellek keretében
kezelhetőek a kockázatok és valósítható meg a beruházás. Ezen részben elsősorban
szakirodalmi források alapján dolgozunk, adott esetben a szaksajtóban megjelenő aktuális
információkkal kiegészítve.
A tanulmány második részében egy elképzelt atomerőművi beruházás várható megtérülését
vizsgáljuk. A megtérülésre vonatkozó számítások eredményeinek ismertetése előtt bemutatjuk
az alkalmazott projektértékelési módszertant és a számítások során felhasznált inputadatokat.
A számításokat egy realista, egy pesszimista és egy optimista forgatókönyvre is elvégezzük,
majd érzékenységvizsgálatokat végzünk, hogy megállapítsuk, a megtérülést mely paraméterek
(inputadatok) befolyásolják leginkább.
Atomerőművi beruházások
3
II. ÜZLETI MODELLEK
A nukleáris beruházások lehetséges üzleti modelljei számos elemből tevődnek össze: ezek a
tulajdonosi struktúra, a finanszírozás módja, a beruházás szereplői között kialakítandó
szerződéses struktúra, a projekt megvalósításának szabályozási környezete és az állami
szerepvállalás. Az egyes üzleti modellek minden egyes elemének több változata létezik: a
tulajdonosi struktúra lehet koncentrált vagy többszereplős, a finanszírozás megvalósulhat
vállalati vagy projektfinanszírozás keretében, az állami szerepvállalás lehet tartózkodó vagy
aktívan támogató, a szabályozási környezet lehet teljesen liberalizált, vagy erősen
szabályozott piac.
A különböző üzleti modellek abban különböznek egymástól, hogy az egyes projektszakaszok
esetében más-más változatokat alkalmaznak, és azokat eltérő módon kombinálják. Az eltérő
modellek azonban ugyanazt a célt szolgálják: a nukleáris projekteket jellemző különféle
kockázatok kezelésére (azok mérséklésére és allokálására) próbálnak megoldásokat találni,
hogy ezen keresztül a finanszírozás biztosítható és a projekt megvalósítható legyen. A
következőkben áttekintjük az atomerőművi beruházások főbb jellemzőit, a projekteket kísérő
lényegesebb kockázatokat, majd megvizsgáljuk, hogy ezen kockázatok milyen üzleti
modellek keretében kezelhetőek.
II.1. Kockázati elemek
A nukleáris erőművi beruházások markánsan különböznek a más erőművi technológián
alapuló fejlesztésektől. A jellemző blokkméret és a fajlagos beruházási költség egyaránt
kiemelkedően nagy, ezért a finanszírozási igény rendkívül magas. A beruházás előkészítése és
kivitelezése (az erőmű építése) minden más technológiánál tovább tart, az erőmű üzemideje
pedig kiemelkedően hosszú. Az alaperőművi üzemmódban működő atomerőművek
tőkeköltsége ezért igen magas, üzemeltetési (O&M) és tüzelőanyag-költségeik (vagyis az
erőmű változó költségei) ugyanakkor a többi erőműtípusnál alacsonyabbak, ezért a nukleáris
erőművek jellemzően a rövid távú kínálati (merit order) görbe elején helyezkednek el. Az
atomerőművek környezeti kockázatainak társadalmi és politikai megítélése, illetve
elfogadottsága minden más erőműnél kérdésesebb.
Atomerőművi beruházások
4
1. táblázat: Erőművi technológiák jellemzői
Nukleáris CCGT Szén Szén+ CCS Szél Napelem
Kapacitás (MW) 1 000-1600 480 750 474,4 45 1
Létesítés időigénye (évek) 5-8 2 4 4 1 1
Várható élettartam (évek) 40-60 30 40 40 25 25
Hatékonyság (net, LHV) 33,0% 57,0% 41,1% 34,8% - -
Kihasználás (%) 80-90% 85,0% 85,0% 85,0% 26,0% 13,0%
Beruházási ktg ($/kW) 5 000 1 069 2 133 3 838 2 349 6 006
O&M ($/MWh) 14,5 4,5 6,0 13,6 21,9 30,0
Tüzelőanyag költség ($/MWh) 9,3 61,1 18,2 13,0 0,0 0,0
CO2 költség ($/MWh) 0,0 10,5 24,0 3,2 0,0 0,0
Forrás: A nukleáris technológia esetében a megadott paraméterek forrása széles szakirodalmi
forrásanyagon alapuló REKK gyűjtés, a többi technológia esetében a forrás az IEA (2010): Projected
cost of electricity generation c. tanulmánya
Az atomerőművi beruházások és a nukleáris villamosenergia-termelés fenti sajátosságai olyan
kockázati elemekkel párosulnak, melyek a többi erőművi technológia esetében nem, vagy
csak mérsékelten jelentkeznek. A következőkben a nukleáris projektek előkészítési,
kivitelezési, működési és bezárási fázisaiban felmerülő jellemző kockázati elemeket, illetve
azoknak a különböző költségekre és a beruházás megtérülésére gyakorolt hatását mutatjuk be.
II.1.1. Előkészítési fázis
A nukleáris erőművi beruházások előkészítési fázisában, az engedélyezés során számos
kockázat merül fel, de mivel ezek a beruházási költségeknek csak nagyon apró hányadát (1-
5%-át) teszik ki, nem tekinthetőek számottevő pénzügyi kockázati tényezőnek.3 A beruházási
költségek túlnyomó többsége csak a szükséges engedélyek birtokában, a kivitelezői szerződés
megkötését követően merül fel (az építési munkálatok megkezdésekor és a berendezések
megrendelésekor).
II.1.2. Kivitelezési fázis
A kivitelezés a tereprendezési és építési munkálatok megkezdésétől, az ún. „nukleáris sziget”
berendezéseinek megvásárlásán és beszerelésén keresztül, az erőmű üzembe lépéséig tart. A
beruházási költségek oroszlánrésze ebben az 5-8 éves időintervallumban merül fel, így a
beruházás megvalósulását késleltető, vagy veszélyeztető események ebben a szakaszban igen
súlyos pénzügyi kockázatot jelentenek.
A kivitelezési fázisban jelentkező egyik legsúlyosabb kockázati tényező az építési idő
elhúzódása. Az Egyesült Államokban a hetvenes években megkezdett (a reaktorok
megrendelésén túljutott) projektek 75%-a sosem fejeződött be, az átadott erőművek átlagos
3 Az előkészítési fázis költségére vonatkozó becslés forrása: Mott MacDonald (2010): UK electricity generation
cost update; Parsons Brinckerhoff (2011): Electricity generation cost model – 2011 update
Atomerőművi beruházások
5
kivitelezési ideje a korábbi évtizedre jellemző 8,6 évről 14,1 évre emelkedett.4 Az utóbbi évek
európai tapasztalatai azonban hasonlóan kedvezőtlenek: a flamanville-i és az olkiluoto-i
atomerőműépítések a tervezett 4-5 év helyett várhatóan 8-10 év alatt fejeződhetnek be.
2. táblázat: Megrendelt és befejezett reaktorok építési ideje az Egyesült Államokban
ÉÉvvttiizzeedd MMeeggrreennddeelltt
rreeaakkttoorrookk sszzáámmaa ((ddbb))
BBeeffeejjeezzeetttt
eerrőőmműűvveekk aarráánnyyaa
((%%))
ÉÉppííttééssii éévveekk sszzáámmaa
ÁÁttllaagg MMiinniimmuumm MMaaxxiimmuumm
11995500--eess éévveekk 6 100% 4,5 3 7
11996600--aass éévveekk 88 89% 8,6 3 22
11997700--eess éévveekk 155 25% 14,1 8 26
Forrás: Lucas Dawis (2011): Prospects for nuclear power. National Bureau of Economic Research,
Cambridge
A kivitelezés elhúzódása egyúttal súlyos pénzügyi terhet eredményez a beruházó számára:
egyrészt a beruházási költségek többletmunkálatok miatt törvényszerűen bekövetkező
eszkalációjából, másrészt a beruházásra felvett hitelek építési időszak alatt fizetendő
kamatterheinek (IDC-Interest During Construction) törlesztéséből adódik. Az elhúzódó
építkezés késlelteti az erőmű üzembe lépését és a villamosenergia-értékesítés megindulását.
Ez nem csupán kieső bevételeket eredményez, hanem adott esetben nagyon súlyos pénzügyi
veszteségeket is, ugyanis az erőmű építése előtt megkötött villamosenergia-értékesítési
szerződések teljesítése érdekében az erőmű tulajdonosai – az erőmű kereskedelmi üzemének
elindulásáig – kénytelenek a nagykereskedelmi piacon beszerezni a szóban forgó
villamosenergia-mennyiséget.
Az építési munkálatok elhúzódása valójában egy tünet, melynek jelentkezése
szabályozási/engedélyezési és kivitelezési/technológiai kockázatokra vezethető vissza. A
szabályozási kockázat az építést vagy az üzembe lépést hátráltató hatósági döntésekkel
kapcsolatos. A felügyelő hatóság az építkezés alatt végzett ellenőrzések során számos
szabálytalanságot állapíthat meg: az építési engedélyben szereplő műszaki tartalomtól eltérő,
vagy abban meghatározott minőségi követelményektől elmaradó műszaki megoldások
esetében a munkálatokat megszakíthatja és az érintett elem javítását, vagy cseréjét írhatja elő
a kivitelezőnek.
Az esetek többségében a szabályozói kockázat a kettős engedélyezési rendszerből fakad: az
építési engedély megadása csupán a kivitelezési munkálatok megkezdésére jogosítja fel a
4 Az Egyesült Államokban megfigyelhető extrém módon elhúzódó kivitelezési idők, és a magas meghiúsulási
arány nem kis részben szabályozási változásoknak tudhatóak be. 1974-ben alakult meg a nukleáris felügyeleti
szerv (NRC-Nuclear Regulatory Commission), amely a biztonsági előírások ellenőrzése során sok esetben új
műszaki dokumentáció készítésére kötelezte a beruházókat. Az egyes államok energiaügyi hatóságai ugyanakkor
a hetvenes években megélénkülő infláció idején meglehetősen szigorúan léptek fel a szolgáltatók áremelési
kérelmeinek elbírálásakor.
Atomerőművi beruházások
6
beruházót, a megépített erőmű üzemeltetéséhez működési engedélyre is szükség van. Az
építési engedély kiadását, és a beruházás megkezdését követően tehát még számos lehetősége
van a különböző érintetteknek, hogy az építkezés befejezését és a működési engedély
odaítélését késleltessék.5
A szabályozási kockázatok speciális esetét jelentik azok az esetek, amikor a kivitelezési
időszak alatt szigorodnak a jogszabályokban, illetve az engedélyekben szereplő biztonsági
követelmények, ami új műszaki megoldások kidolgozására és/vagy alkalmazására kényszeríti
a beruházót. Az ilyen jellegű váratlan szabályozási változások általában egy-egy komolyabb
atomerőművi esemény vagy baleset után következnek be.
A felügyelő hatóság beavatkozását sok esetben maga a kivitelező idézi elő, az esetek
többségében a kivitelezési/műszaki terveknek az építkezés során történő módosításával. A
változtatásokat általában az építkezés során felmerülő váratlan gyakorlati problémák, vagy az
eredeti műszaki tervek kiforratlansága teszi szükségessé.6 A kivitelező által tapasztalt
problémákból, illetve az általa kezdeményezett változtatásokból fakadó (adott esetben
engedélyezési) bonyodalmakat kivitelezési, vagy technológiai kockázatnak kell tekinteni.
A kivitelezési/technológiai kockázatok jelentős részben abból fakadnak, hogy az
atomerőművi beruházások méretüknél fogva kevésbé gyakoriak, ezért adott reaktortípus
esetén nehezebb a kivitelezési rutin megszerzése, és lassabban megy a nukleáris berendezések
gyártóiból, egyéb beszállítókból és alvállalkozókból összeálló „ellátási lánc” (supply chain)
kiépítése. A többi erőművi technológiához viszonyítva jóval magasabb a nehezen
szabványosítható, telephelyi, illetve egyéb helyi szabályozási sajátosságokhoz igazítandó
építési munkálatok aránya is. Ezen problémák hangsúlyosan jelentkeznek a jelenleg
kereskedelmi forgalomban lévő, de minimális építési tapasztalattal rendelkező ún. 3+
generációs atomerőművi blokkok esetében.
5 A kettős engedélyezési rendszerben, illetve a politikai és társadalmi támogatottság erodálódásában rejlő
kockázatok extrém megvalósulási formája volt az Egyesült Államokban 6 milliárd dollárból megépített
Shoreham erőmű esete. Az 1983-ban elkészült erőmű működési engedély hiányában sosem lépett kereskedelmi
üzembe, mert Suffolk megye törvényhozói és New York állam kormányzója nem látták biztosíthatónak
szükségállapotban a megye kiürítését. Az eset hátteréhez hozzátartozik, hogy a projekt támogatottsága az 1979-
es Three Mile Island-i nukleáris erőműben bekövetkezett baleset hatására nagy mértékben visszaesett: 1979
júniusában 15 ezer tüntető tiltakozott az erőmű előtt az építkezés befejezése ellen. Lásd: Malcolm Grimston
(2005): The importance of politics to nuclear new build. (Royal Institute of International Affairs, Chatham
House, London)
6 A finn olkiluoto-i erőműépítés során a látszólag hatóság által okozott engedélyezési késedelmeket jelentős
részben a kivitelező, illetve a reaktor szállítója idézte elő. Az építkezést már azelőtt megkezdték, hogy a
szakhatóság a műszaki terveket teljes egészében jóváhagyta volna, de ennél is nagyobb probléma volt, hogy a
jóváhagyásra benyújtott műszaki tervek valójában nem voltak teljesen kidolgozva. Lásd: Energy and Climate
Change Committee (2013): Building new nuclear: the challenges ahead.
Atomerőművi beruházások
7
A fenti ”gyermekbetegségekkel” küzdő, gyakran a tanulási görbe elején járó erőművi
technológiákat – ebbe a csoportba tartoznak a 3+ generációs nukleáris reaktorok –
összefoglalóan a FOAK (first of a kind) jelzővel illetjük, míg a számottevő építési
tapasztalattal rendelkező, kiforrott, a gyakorlatban bizonyított megoldásokra és kiépült
beszállítói láncra támaszkodó erőműtípusokat NOAK-nak (nth
of a kind) nevezzük. A jelenleg
értékesítendő FOAK nukleáris technológiák várhatóan csak több, határidőre megépült és
üzembe lépett nukleáris erőmű után érhetik el a NOAK státust, ami jóval alacsonyabb
kockázati besorolást és ennélfogva olcsóbb finanszírozást jelenthetne a beruházók számára.
Az első néhány erőműépítésnél tapasztalható „gyermekbetegségek” mellett az ellátási láncban
bekövetkező kapacitásszűkületek is sújthatják a beruházókat. A rendelések felfutásakor nagy
valószínűséggel áll elő olyan helyzet, amikor a speciális berendezéseket gyártó vállalatok
kapacitásaik bővítése nélkül nem képesek a megrendelések kielégítésére, vagy a speciális
műszaki tudással rendelkező szakemberek, illetve kellő tapasztalattal rendelkező kivitelezők
szűkössége miatt szenved késedelmet egy projekt.7 Az atomerőművi beruházási aktivitás
megélénkülése esetén a megnövekedett igények kielégítéséhez szükséges kapacitások
kiépítése évekbe telik.
A kivitelezési idő elhúzódásának legfontosabb következménye – a tervezett cash-flow
korábban említett felborulása mellett – a beruházási költségek eszkalációja. A múltbeli
tapasztalatok a költségtúllépések tekintetében épp olyan kedvezőtlenek, mint az építési idők
elhúzódása terén. Az Egyesült Államokban 1966-1977 között megkezdett és befejezett
nukleáris erőműépítések átlagosan 86%-os költségtúllépéssel valósultak meg, de a jelenlegi
európai beruházások (a finn Olkiluoto-i és a francia Flamanville-i) várható költsége is közel
kétszerese lesz az eredetileg tervezett beruházási összegnek.
7 Gyakran hivatkozott érzékletes példa, hogy a „nukleáris sziget” építésekor (pl. a reaktortartály elkészítésekor)
használt nagy acélöntvényeket jelenleg egyetlen vállalat, a Japan Steel Works gyártja. Lásd Steve Thomas
(2010): The economics of nuclear power. (Heinrich Böll Stiftung)
Atomerőművi beruházások
8
3. táblázat: Az Egyesült Államokban 1966 és 1977 között indult atomerőmű-építések
tervezett és tényleges beruházási költségei ($/kW, 2005. évi árakon)
EErrőőmműűvveekk
sszzáámmaa TTeerrvveezzeetttt
kkööllttsséégg,,
(($$//kkWW))
TTéénnyylleeggeess
kkööllttsséégg
(($$//kkWW))
KKööllttssééggttúúllllééppééss
((%%))
11996666--11996677 11 530 1 109 109%
11996688--11996699 26 643 1 062 65%
11997700--11997711 12 719 1 407 96%
11997722--11997733 7 1 057 1 891 79%
11997744--11997755 14 1 095 2 346 114%
11997766--11997777 5 1 413 2 131 51%
11996666--11997777 ÖÖsssszzeesseenn 7755 881133 11 551122 ÁÁttllaaggoossaann 8866%%
Forrás: Energy Information Administration (EIA), US Department of Energy (1986), An Analysis of
nuclear power plant construcion costs, EIA, Washington, D.C. Idézi: IEA (2006): World Energy
Outlook 2006, International Energy Agency, Paris
Az elhúzódó építkezéseket kísérő drasztikus költségtúllépések számos okra vezethetők vissza.
A kivitelezési problémák megoldása, a felügyelő hatóság előírásainak, minőségi kifogásainak
való megfelelés értelemszerűen pótlólagos építési munkákat, vagy fontos berendezések
cseréjét teszi szükségessé. A kivitelezővel kötött szerződés árazásától függően nem csak az
elvégzett többletmunkák költsége, hanem a kivitelező kényszerű „üresjáratának”
(rendelkezésre állásának) költsége is a beruházót terhelheti.
A költségeszkaláció másik forrása (a többletanyagok felhasználása és a többletmunkák
elvégzése mellett) a fajlagos költségek emelkedése. A kivitelezési idő hossza miatt a
berendezések és egyes építőanyagok megrendelése, illetve azok leszállítása között évek
telhetnek el, sok anyag pedig eleve csak akkor kerül megrendelésre, ha az építkezés bizonyos
fázist elért. Ez idő alatt azonban számos alapanyag (pl. réz, acél, cement), építőanyag, vagy
berendezés megdrágulhat, ami a beruházás fajlagos költségét – többletmunkák nélkül is –
megemelheti.
2. ábra: Európai erőművi beruházási költségek alakulása (2000-2012)
100
120
140
160
180
200
220
2000 2002 2004 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
EPCCI beruházási index EPCCI beruházási index (nukleáris nélkül)
Ber
uh
ázás
i kö
ltsé
g (%
)
Atomerőművi beruházások
9
Forrás: IHS CERA, http://www.ihs.com/info/cera/ihsindexes/
A fenti ábra az ISH CERA által közzétett európai erőművi beruházási index (EPCCI –
European Power Capital Cost Index) alakulását mutatja 2000 és 2012 között. Ez időszak alatt
az erőműépítések költsége (mely a felhasznált munkaerő, az alap- és építőanyagok és
berendezések költségét tartalmazza) közel kétszeresére nőtt. Az ábra jól mutatja, hogy 3 év
alatt az erőműépítés fajlagos beruházási költsége akár 70%-kal is megemelkedhet. A nukleáris
erőműépítések költségadatait nem tartalmazó görbe laposabb volta jól jelzi, hogy a fajlagos
költségek emelkedése a nukleáris erőművi beruházásoknál jóval nagyobb ütemű, mint a többi
technológia esetében.
A kivitelezési idő elhúzódásához kapcsolódó költségeszkalációs kockázatok súlyát nem lehet
kellően hangsúlyozni. A szabályozói/hatósági beavatkozások kockázata és fajlagos beruházási
költségek változékonysága mellett a megvalósult atomerőmű-építések költségeivel
kapcsolatos információhiány, illetve a beruházásokban szerepet vállaló felek (reaktorgyártók,
kivitelezők, kormányzatok, nemzetközi szervezetek) esetleges ellenérdekeltsége súlyosbítja a
bizonytalanságot. A bizonytalanság érzékeltetésére bemutatjuk néhány, az utóbbi 10 évben
született költségbecslés eredményét.
4. táblázat: Atomerőművi beruházási költségbecslések
Massachusetts Institute of Technology (MIT) 2003 2 000 $/kW
Department of Trade and Industry (DTI) - UK 2006 2644 $/kW
Massachusetts Institute of Technology (MIT) 2009 4000 $/kW
Department of Energy (DOE) - US 2010 5339 $/kW
II.1.3. Működési fázis
A működési fázisban jelentkező kockázatok bemutatása előtt ki kell térnünk egy olyan
tényezőre, amely alapvetően meghatározza, hogy a különböző (beruházási, működési,
bezárási) időszakokban felmerülő kockázatok mekkora hatást gyakorolnak a projekt várható
megtérülésére. Ez a tényező a különböző években felmerülő kiadások és bevételek
jelenértékre történő átszámításakor alkalmazott diszkontfaktor. A projekt korai időszakában
(pl. a kivitelezési idő alatt) megvásárolt berendezések és építőanyagok – negatív – jelenértéke
jóval magasabb, mint az üzemidő közepén-végén várható diszkontált pénzáramoké.8 Tehát
minél későbbi időszakban jelentkező bevételeket és kiadásokat érint az adott kockázat, annál
kisebb hatással van a projekt megtérülésére. A különböző időpontban jelentkező pénzáramok
(bevételek és kiadások) 5%-os és 10%-os diszkontráta melletti jelenértékét, ezáltal a projekt
megtérülésére gyakorolt befolyásának mértékét a következő ábra mutatja.
8 A projekt 50. évében, vagyis az üzemidő végén bekövetkező 1 milliárd eurós kiadás például 5%-os
diszkontrátával számított jelenértéke hozzávetőlegesen a tizede, 10%-os diszkontráta használatával egy százada
eredeti értékének.
Atomerőművi beruházások
10
3. ábra: Jövőbeni pénzáramok jelenértéke 5%-os és 10%-os diszkontráta mellett
0
20
40
60
80
100
0. 5. 10. 15. 20. 25. 30. 35. 40. 45. 50. 55. 60.
Évek száma
Jövő
be
ni p
én
zára
mo
k je
len
ért
éke
(%
)
5%
10%
A nukleáris erőművi beruházások megtérülését befolyásoló kockázatok egy része a működési
fázis során merül fel. Az erőmű üzembe lépését követően elsősorban üzemeltetési és piaci-
értékesítési kockázatok jelentkezhetnek. A kockázatok bemutatásánál és értékelésénél két
tényezőre koncentrálunk: a működési kockázatok esetében adott kockázati elemnek az erőmű
kapacitáskihasználtságára, a piaci-értékesítési kockázatok esetében pedig az erőmű
értékesítési áraira gyakorolt hatásra.
A jelentős idegen tőkebevonással felépülő erőmű megtérülésének alapvető feltétele, hogy
elfogadható áron jelentős mennyiséget értékesítsen, hogy bevételei fedezzék a
kamatkiadásokat és a befektetők hozamelvárását. Ennek érdekében az erőműnek
folyamatosan magas (85-90%-os) kapacitáskihasználtsággal (load factor) kell működnie; a
megtermelhető (és értékesíthető) villamos energia mennyiségét korlátozó, elnyúló
karbantartások és váratlan üzemszünetek ezért mindenképpen kerülendőek.
A 3+ generációs erőművek gyártói szinte kivétel nélkül magas, 90%-os kapacitás-
kihasználtságot és hosszú, 60 éves élettartamot ígérnek. Az optimizmus részben az új
reaktorok kedvező technológiai paraméterein, részben a jelenleg (elsősorban az Egyesült
Államokban) üzemelő atomerőműveknek a 2000-es évek óta mutatott magas, 85-90% körüli
kapacitáskihasználtságán alapul.
A múltbeli tapasztalatok azonban óvatosságra intik a beruházókat: az OECD országokban
üzemelő atomerőművek átlagos kapacitáskihasználtsága a hetvenes-nyolcvanas években az
50-65%-os tartományban mozgott, és csak 1990 után lépte át a 70%-os értéket.9 A jelenleg
9 Lásd: International Energy Agency (2001): Nuclear power in the OECD. IEA Publications, Paris. (Yangbo Du
and John Parsons (2010): Capacity factor risk at nuclear power plants. MIT CEEPR)
Atomerőművi beruházások
11
példaértékű, 90% feletti értékkel rendelkező Egyesült Államok nukleáris erőműparkjának
teljes élettartamra vetített kapacitáskihasználtsága csupán 70% körüli.10
A magas kapacitáskihasználtságot számos üzemeltetési kockázat veszélyezteti. A „normális”
működés során is előfordulhat a rendszeres karbantartások elhúzódása, a „zónaátrakás” (a
kiégett fűtőelemek cseréje) során váratlan problémák (üzemzavarok) merülhetnek fel, de a
fűtőelemek szállítójának időszakos „cseréje” is eredményezhet átmeneti minőségi vagy
üzemeltetési problémákat. A fenti nehézségek kezelése rendkívüli (nem tervezett) leállásokat,
váratlan üzemszüneteket, rendkívüli karbantartást tehet szükségessé.11
Az üzemszünetek miatti bevételkieséseknek (az üzemzavarok gyakorisága és súlyossága
mellett) a projekt megtérülésére gyakorolt hatása attól függ, melyik időszakban jelentkezik: az
üzemidő kezdetén jelentkező problémák jóval nagyobb hatással vannak a projekt
jelenértékére, mint az üzemidő vége felé (pl. az öregedő berendezések elhasználódása miatt)
bekövetkező kiesések.
Az üzemzavarok miatti kiesések legsúlyosabbika a nukleáris baleset, amely részint az erőmű
végleges bezárását, részint óriási kártérítések kifizetését eredményezheti. Az ilyen esetben
bekövetkező kártérítés felbecsülhetetlen mértéke miatt a legtöbb atomerőművet üzemeltető
ország (a vonatkozó nemzetközi megállapodásokkal összhangban) időben és értékben is
korlátozza az erőmű felelősségét (a felső korlát 700 millió euró, de az európai országok zöme
100-300 millió euró közötti felelősségvállalást ír elő)12
, és arra kötelezi az üzemeltetőket,
hogy ezen előre meghatározott mértékig speciális (nukleáris) felelősségbiztosítást kössenek.13
A balesetet kísérő politikai-társadalmi bizalomvesztés azonban nagy valószínűséggel az
érintett erőmű tartós üzemszünetét, szélsőséges esetben végleges bezárását eredményezheti,
így a felelősség korlátozása és a biztosítás megléte csak csökkenti, de nem zárja ki a
befektetői kockázatot.
10 Lásd: Steve Thomas (2010): The economics of nuclear power: an update
11 A 2003. április 11-én történt súlyos paksi üzemzavar is egyszerű karbantartási művelet, a 2. blokkban végzett
zónaátrakás során következett be, és a kieső blokk csak közel másfél év „kényszerszünetet” követően, 2004
szeptemberében kapott engedélyt az újraindulásra.
12 A nukleáris balesetekkel kapcsolatos felelősségviselést szabályozó nemzetközi egyezményeket (Párizsi,
Brüsszeli, Bécsi Konvenció) a hatvanas elején kötötték, de azóta több alkalommal módosították, illetve
kiegészítették. Lásd Steve Thomas (2010): The economics of nuclear power: an update; illetve Anthony Thomas
and Raphael J. Heffron (2012): Third party nuclear liability: The case of a supplier in the United Kingdom.
University of Cambridge, Electricity Policy Research Group.
13 A hazai szabályozás értelmében az atomerőmű 100 millió SDR (Special Drawing Right), vagyis jelenlegi
(2013. április 25-i) árfolyamon mintegy 115 millió euró összegre köteles atomkárra vonatkozó
felelősségbiztosítást kötni, míg a magyar államot ezen felül 300 millió SDR (344 millió euró) kártérítési
felelősség terheli. Lásd: 1996. évi CXVI. törvény az atomenergiáról, illetve az atomkárfelelősségre vonatkozó
biztosítási vagy más pénzügyi fedezet jellegéről, feltételeiről és összegéről szóló 227/1997. (XII.10.) Korm.
Rendelet.
Atomerőművi beruházások
12
A működési fázisban jelentkező másik kockázat a villamosenergia-piaci árak kedvezőtlen
irányú változásának lehetősége. A nukleáris erőművi befektetők ezt a kockázatot általában
hosszú távú villamosenergia-értékesítési szerződésekkel próbálják csökkenteni; ezek a
szerződések hossza (már amennyiben megköttetnek) azonban ritkán haladja meg a 15-20 évet,
és nem feltétlenül fedi le az erőmű teljes termelését.
A piaci árváltozás kockázata az üzemeltetési kockázatokkal ellentétben kívül esik az erőmű
üzemeltetőjének hatókörén. A keresletet meghatározó gazdasági növekedés üteme, a kínálati
oldalt meghatározó beruházói aktivitás mértéke, a nemzetközi tüzelőanyagárak, illetve a
mindenkori szabályozás (különös tekintettel a CO2 kvótaárakat alapvetően meghatározó
emissziókereskedelmi szabályozásra) együttese határozza meg a villamosenergia-piacokon
kialakuló árszintet.
II.1.4. Bezárási fázis
Az üzemidő lejártával két fontos kockázati elemet tartalmazó esemény várható: az erőmű
bezárása és leszerelése (decommissioning), illetve a kiégett fűtőelemek és egyéb radioaktív
hulladékok elhelyezése. Bár mindkét tevékenység nagyon komoly (az eredeti befektetés
nagyságrendjébe eső) összeget emészt fel, más-más okból egyik sem gyakorol jelentős hatást
a projekt megtérülésére.
Az erőmű bezárása és leszerelése az eddigi tapasztalatok és a különböző becslések szerint
várhatóan 500 millió és 1 milliárd dollár közötti összeget emészthet fel. A nukleáris erőművek
üzemeltetői általában az értékesített villamos energia minden kWh-ja után kötelesek egy
elkülönített alapba előre meghatározott összeget befizetni. Az alapban összegyűlő és
folyamatosan kamatozó tőke biztosítja a későbbi leszerelési műveletek finanszírozását.
A leszerelés költségei elvileg a beruházási összeghez hasonló módon (és azzal összemérhető
mértékben) terhelik a projekt megtérülését; mivel azonban ezen kiadások csupán az üzemidő
végén, vagy (a vonatkozó szabályozástól függően) évtizedekkel azt követően terhelik az
erőművet, jelen értékük elenyésző nagyságú (diszkontlábtól és időtávtól függően legfeljebb
150 millió dollár).14
A szükséges alap megképződését és a későbbi kiadások finanszírozását ugyanakkor számtalan
esemény veszélyezteti: az erőmű esetleges csődje, egy pénzügyi válság, vagy a vonatkozó
14 Az erőmű bezárására és leszerelésére három módszer létezik: (i) azonnali leszerelés: közvetlenül az erőmű
üzemidejének a letelte után történő teljes szétszerelés és ártalmatlanítás (decontamination); (ii) késleltetett
leszerelés: az üzemidő lejártát követő 10-80 évig történő „pihentetést” követő teljes szétszerelés és
ártalmatlanítás (safe storage); (iii) a kiégett fűtőelemek eltávolítása után az erőmű lezárása (entombment). Lásd
UNEP (2012): Closing and decommissioning nuclear power reactors. Another look following the Fukushima
accident (UNEP Year Book 2012).
Atomerőművi beruházások
13
kiadások alulbecslése. Mindezek az egyébként reális és súlyos kockázatok azonban már
elsősorban a mindenkori állami költségvetést (és a társadalmat) terhelik, nem a befektetőt.15
A kiégett fűtőelemek és a radioaktív hulladékok elhelyezésével kapcsolatos kockázatok már
erősebben és közvetlenebbül érintik a befektetőt. A végleges lerakók kialakítása és a
kapcsolatos költségek felmerülése többnyire már az erőmű működése közben megkezdődik,
így a tényleges költségek esetleges eszkalációja esetén az erőmű – jogszabályban rögzített
mértékű – hozzájárulása is megemelkedhet.16
A hulladékelhelyezés ennek ellenére nem elsősorban pénzügyi, hanem szabályozási
kockázatként jelentkezik. A végleges tároló kialakítására és a hulladékelhelyezésre vonatkozó
világos szabályozás esetleges hiánya jelenti ezt a szabályozási kockázatot. A nukleáris
hulladékok végleges tárolása ugyanis politikailag és társadalmilag is érzékeny téma, melynek
megoldatlansága az erőmű elfogadottságát olyan mértékben erodálhatja, ami végső esetben az
üzemidő lerövidítését eredményezheti (üzemidő-hosszabbítás elutasítását vagy korai bezárást
vonva maga után).17
A következő ábra a nukleáris projekt különböző fázisaiban felmerülő kockázatoknak a cash-
flow-ra gyakorolt hatását szemlélteti. Az építési fázisban egyébként is masszív negatív
pénzáramot a kivitelezés elhúzódása és az azt kísérő költségeszkaláció jelentősen növelheti.
A működési fázisban tapasztalható problémák, mint a tervezettnél alacsonyabb
kapacitáskihasználtság, illetve a vártnál alacsonyabb értékesítési árak, esetleg valamilyen
nukleáris balesetet követő kárpótlási kötelezettség csökkenthetik a működési időszakban
realizálható bevételeket. Mivel az üzemidőt a hiteltörlesztési kötelezettség miatt eleve
15 A kockázatok létezését jól példázza, hogy Nagy Britanniában és az Egyesült Államokban eddig mindegyikre
volt példa. Az angol atomerőműveket üzemeltető British Energy csődje, a brit nukleáris erőműpark leszerelésére
vonatkozó költségbecslések eszkalációja, az ezt finanszírozni hivatott pénzügyi alap elégtelensége (2007-ben a
75 milliárd fontra becsült leszerelési költséggel szemben alig 800 millió font értékű pénzügyi alap állt), vagy
több amerikai erőmű elbontási alapjának 2008 utáni összezsugorodása bizonyítja, hogy ezen (végső soron az
érintett államokat sújtó) kockázatok valóságosak. Lásd: Wuppertal Institute for Climate, Enviroment and Energy
(2007): Comparison among different decommissioning funds methodologies for nuclear installations. Country
Report United Kingdom, illetve: As reactors age, the money to close them lags (New York Times, 2012/03/21)
16 Az Egyesült Államok 101 GW kapacitású nukleáris erőműparkjában keletkező kiégett fűtőelemek végleges
elhelyezésére kialakítani tervezett Yucca Mountain-beli hulladéktároló megépítésének és üzemeltetésének
költségét a Department of Energy 2008-ban 96 milliárd dollárra becsülte. Lásd „Yucca Mountain cost estimate
rises to $96 billion” (World Nuclear News, 06 August 2008)
17 Az elhelyezés kérdését a nukleáris szakma megoldottnak tekinti (mély geológiai tárolók építésével), a
szélesebb közvélemény és a szabályozás azonban megosztottabb. Számos országban megindult ugyan a
geológiai tárolók kialakítása, a kiégett fűtőelemek tárolására alkalmas, működő lerakó azonban még nincsen.
Több esetben a végleges lerakó kialakítása is félbeszakadt (pl. az Egyesült Államokban, vagy Németországban),
ami további késedelmeket és többletfinanszírozási terhet jelent mind a nukleáris erőműveknek, mind a
költségvetésnek.
Atomerőművi beruházások
14
masszív kiadások terhelik, a tervezettől elmaradó bevételek jelentősen ronthatják a
részvényesek számára biztosítható hozamot.
A bezárási fázist sújtó kockázatok, a leszerelés vagy a hulladék-elhelyezés költségnövekedése
szintén drasztikus többletkiadást eredményezhet, bár ezen költségek (még ha nagyrészt az
erőművet is terhelik) jelenértéke a 40-60 évnyi diszkontálás következtében meglehetősen
csekély.
4. ábra: A nukleáris projekt során felmerülő kockázatok cash-flowra gyakorolt hatása
Forrás: Alexander Alting von Geusau (2006): Pre-conditions for financing nuclear power (ING
Wholesale Banking)
II.2. Üzleti modellek
A nukleáris beruházások lehetséges üzleti modelljei olyan szerződéses és szabályozási
konstrukciók, melyekben a projekt különböző fázisaiban felmerülő, a fent tárgyalt kockázatok
enyhítése és allokálása megtörténik. Az üzleti modell a beruházó és a szabályozó döntéseinek
eredményeképp alakul ki. A következőkben bemutatjuk, milyen beruházói és szabályozói
döntéseken keresztül alakul ki, és milyen elemekből tevődik össze egy nukleáris beruházás
üzleti modellje. Ezt követően néhány futó nukleáris projekt példáján bemutatunk néhány
lehetséges üzleti modellt.
Debt repayment
Atomerőművi beruházások
15
5. táblázat: Üzleti modellek összetevői
TTuullaajjddoonnoossii ssttrruukkttúúrraa
Befektetők száma -kevés nagy (centralizált) -több kisebb (denentralizált)
Befektetők típusa -pénzügyi (befektetési alapok) -szakmai (termelők, szolgáltatók, kereskedők,
fogyasztók stb)
FFiinnaannsszzíírroozzáássii ssttrruukkttúúrraa Tőkebevonás -saját tőke és idegen tőke aránya
Finanszírozás -vállalati vagy projektfinanszírozás
SSzzeerrzzőőddéésseess ssttrruukkttúúrraa
Kivitelezési szerződés -fix árazású (turnkey) -indexált (T&M: time and material)
Értékesítési szerződés -hosszútávú szerződések (PPAs) -vertikális integráció
SSzzaabbáállyyzzóóii kköörrnnyyeezzeett
Piacszervezés -liberalizált villamosenergia-piacok -szabályozott piacok
Állami szerepvállalás -szabályozási kereteket megteremtő -támogató/ösztönző -résztvevő (tulajdonosi, befektetői)
II.2.1. Tulajdonosi struktúra
Az atomerőműépítés „hőskorában”, a hetvenes években a nukleáris beruházások zömét
monopol helyzetben lévő, hatósági árszabályozás alá eső, gyakran állami tulajdonban lévő,
vertikálisan integrált vállalkozások hajtották végre. A beruházással kapcsolatos kockázatokat
a fogyasztók viselték: amennyiben a – szabályozó – hatóság a beruházást jóváhagyta, és
annak költségét az árakba beépítette, a beruházót terhelő kockázatok köre rendkívül leszűkült.
A villamosenergia-termelés és a piacok liberalizációját követően a korábbi
kockázatmegosztás rendszere felborult. A kockázatok jelentős része a beruházóra hárult, aki a
tulajdonosi kör megfontolt kialakításával, a megfelelő partnerek kiválasztásával elfogadható
módon képes az erőművi beruházás kockázatait megosztani.
A liberalizációban kevésbé előrehaladott, továbbra is erősen koncentrált, a vertikális
integráció magas fokával jellemezhető piacokon a domináns szereplő egymagában is képes a
kockázatok viselésére és a projekt finanszírozására. A kevésbé koncentrált, intenzív
versenynek kitett piacokon azonban kisebb valószínűséggel van olyan piaci erővel rendelkező
szereplő, aki partnerek nélkül nekivághatna a beruházásnak. A partnerek bevonása ez esetben
elsősorban a finanszírozás biztosítását, másodsorban a kockázatok megosztását szolgálja.
Amennyiben a beruházó jelentős erőműparkkal és üzemeltetési tapasztalatokkal rendelkező
szereplő, a működési kockázat általában mérsékelt. A reaktort gyártó/szállító vállalkozás
(vendor) tulajdonosként történő bevonása azonban ez esetben is célszerű lehet: a reaktorral
kapcsolatos műszaki/mérnöki ismeretei meggyorsíthatják az engedélyezés folyamatát,
kivitelezés során csökkenthetik a beruházó, a kivitelező és a szabályozó hatóság közti
információs aszimmetriákat, az üzemeltetés során pedig segíthetnek a váratlan üzemszünetek
megelőzésében és időtartamuk csökkentésében.
Atomerőművi beruházások
16
Amennyiben a beruházó nem rendelkezik erős szolgáltatói háttérrel (kevésbé koncentrált, kis
vagy közepes piacokon erre kevés esélye van), akkor az értékesítési/piaci kockázat elkerülése
érdekében erős fogyasztói bázissal rendelkező szolgáltatók, vagy (ha vannak) nagyfogyasztók
bevonása is célszerű lehet. Ha a finanszírozás még így sem megoldott, akkor felmerülhet
hosszútávú befektetésekben érdekelt pénzügyi befektetők (pl. szuverén befektetési alapok)
bevonása, jóllehet ezen alapok általában óvakodnak a kockázatosnak ítélt befektetésektől.
A projektbe bevonásra kerülő szereplők típusa és száma projektenként meglehetősen eltérő
lehet, de a beruházási költségek és a kockázatok mértékéből kifolyólag az egyetlen szereplős
tulajdonosi struktúra már minden bizonnyal a múlté. Az Egyesült Államokban és Európában
tervezett nukleáris beruházásoknál általánosnak tekinthető a több szereplős, elsősorban
villamosenergia-termelő és szolgáltató vállalkozásokból álló beruházói kör.
II.2.2. Finanszírozás
Az erőművi beruházások finanszírozása (különösen a rendkívül nagy összegeket felemésztő
atomerőmű-építések esetében) az üzleti modellek kulcseleme. A nukleáris beruházásokkal
foglalkozó szakirodalom ezért sok esetben a lehetséges finanszírozási konstrukciók szerint
kategorizálja az üzleti modelleket, és ennek megfelelően a következő üzleti modelleket
különböztetik meg:
6. táblázat: Nukleáris projektek lehetséges finanszírozási modelljei
ÁÁllllaammii ffiinnaannsszzíírroozzááss VVáállllaallaattii ffiinnaannsszzíírroozzááss PPrroojjeekkttffiinnaannsszzíírroozzááss
A finanszírozási konstrukciók kiemelt szerepét elfogadva jelen tanulmány az üzleti modellt
tágabban definiálja, és a finanszírozást a kockázatkezelés egyik – kiemelt – eszközeként
értelmezi. Az üzleti modelleket a finanszírozás, a tulajdonosi és szerződéses struktúra,
valamint a szabályozási környezet különböző kombinációjaként értelmezzük.
Az atomerőművi beruházások finanszírozása a piacnyitást megelőzően állami
finanszírozásban valósult meg. A többségében állami tulajdonban lévő, vertikálisan integrált,
monopol helyzetben lévő villamosenergia-ipari vállalatokra építő európai országokban az
atomerőművi beruházásokat állami vállalatok hajtották végre. A magántulajdonban lévő
vállalatokkal, de erős hatósági (ár)szabályozással rendelkező Egyesült Államokban az
atomerőművi beruházásokat magánvállalatok finanszírozták, de költségalapú
árszabályozásnak és az érintett vállalkozások monopol helyzetének köszönhetően az állami
vállalatokhoz mérhető feltételekkel jutottak külső forrásokhoz. Bár formailag ez utóbbi
vállalati finanszírozásnak tűnik, a hitelek mögött álló közvetett – árszabályozáson keresztüli –
állami garancia következtében tartalmilag állami finanszírozásnak tekinthetjük.
A villamosenergia-termelés és a nagykereskedelmi piacok liberalizációját, illetve az állami
vállalatok jelentős részének privatizációját követően az erőművi beruházások finanszírozása
teljes mértékben a vállalatok feladata lett. A liberalizált piacokon az erőműépítések
Atomerőművi beruházások
17
finanszírozása kétféle konstrukcióban valósulhat meg: vállalati, vagy projektfinanszírozás
keretében.
Vállalati finanszírozás esetében az erőművi beruházást megvalósító vállalkozás saját
eszközállománya terhére von be idegen tőkét. Jelentős eszközállománnyal rendelkező, erős
piaci pozícióval rendelkező, adott esetben vertikálisan integrált vállalatok magas tőkevonzó
képességgel (és kedvező hitelbesorolással) rendelkeznek, így beruházásaikhoz jelentős
volumenben, mérsékelt áron (alacsony kamatlábbal) képesek külső forrásokat biztosítani.
A piacnyitást követően megjelenő független erőművi vállalatok (IPPs- Independent Power
Producers), melyek nem rendelkeztek számottevő erőműparkkal, sem hálózati
eszközállománnyal, vagy szolgáltatói háttérrel, nem voltak alkalmasak a klasszikus vállalati
finanszírozásra. Ezen vállalkozások számára a kilencvenes években egyre inkább teret nyerő
projektfinanszírozás tette lehetővé, hogy erőművi beruházásokat hajtsanak végre.
A projektfinanszírozás olyan konstrukció, melyben a projektet kezdeményező vállalkozás –
általában más vállalatokkal közösen – projektvállalatot alapít. Ez részben a
beruházói/részvényesi kör bővítését és a saját tőke biztosítását szolgálja, részben az idegen
tőke bevonását. A bankok ez esetben nem a beruházó eszközállományát használják
biztosítékként, hanem a projektből származó bevételeket, melyek a projektvállalatban
jelennek meg. Az idegen tőke ez esetben nem egy vállalat (a beruházó), hanem egy projekt
finanszírozását szolgálja.
A projektfinanszírozás számos előnnyel bír a beruházók és hitelezők számára. Ezek az
előnyök (ahogy a hátrányok is) alapvetően a projektnek a beruházók egyéb tevékenységétől
való elkülönítéséből fakadnak. A beruházás megvalósítója és a kockázatok hordozója ez
esetben ugyanis a projekttársaság, mely a befektetők által biztosított saját tőke és a projektből
származó bevételei terhére vonhat be idegen tőkét. A projekttársaság részvényeseinek
felelőssége kizárólag a projektbe befektetett tőke (a projekttársaságban megszerzett
részesedésük) erejéig terjed. A banki hitelek fedezete ez esetben maga a projekt; a befektetők
egyéb tevékenységeiből származó bevételek, illetve ezekhez kapcsolódó eszközállományuk
mentesül a felelősség alól. A projektfinanszírozást a felelősség ily módon történő elkülönítése
miatt nevezik „non-recourse” finanszírozási formának is.
A befektetők által viselt kockázatok korlátozott volta jelentős számú részvényes bevonását,
illetve a részvényesi kör rugalmas változtatását teszi lehetővé. A projektvállalatnak a
részvényesek egyéb tevékenységeitől való elkülönítése a hitelezők és a részvényesek közti
információs aszimmetriát is enyhíti: a projekt értékelését ekkor ugyanis nem nehezítik a
részvényesek egyéb tevékenységei. A projektfinanszírozás ezért jelentős idegen tőke
Atomerőművi beruházások
18
bevonását teszi lehetővé: a vállalati finanszírozásra jellemző 50-50%-os saját és idegen tőke
arány projektfinanszírozás esetében 40-60, szélső esetben 30-70%-ra is nőhet.18
A fenti előnyöknek azonban ára is van: a kockázatok allokálása (és ezáltal a hitelezők által
viselt kockázat mérséklése) igen bonyolult szerződéses struktúra kialakítását igényli. A
befektetők közti együttműködés keretéül szolgáló projektvállalat kialakítása és az általában
több forrásból összeálló finanszírozás megszervezése időigényes feladat, a szerződéses
rendszer működtetése magas tranzakciós költséggel jár. A projektfinanszírozás ezért az állami
és vállalati finanszírozásnál költségesebb tőkebevonási forma.
A projektfinanszírozás kiválóan alkalmasnak bizonyult a kilencvenes években az Egyesült
Királyságban felfutó kombinált ciklusú gázturbinás erőművi (CCGT) beruházások
finanszírozására. A projektek átfutási idejének rövidsége (előkészítéssel együtt 2-3 év), a
befektetett tőke korlátozott mértéke (kis-közepes blokkméret, alacsony fajlagos beruházási
költség), valamint a technológia viszonylagos kiforrottsága és a gyors ütemben felhalmozódó
kivitelezési tapasztalatoknak köszönhetően a CCGT erőművi beruházások rövid időn belül
elérték a NOAK státust, így azok kockázatát elfogadható mértékűnek ítélték a hitelezők.
A jelenlegi 3+ generációs reaktorokra épülő nukleáris erőművi beruházások azonban más
karakterisztikával bírnak: hosszú átfutási idő, rendkívül nagy tőkebefektetési szükséglet (nagy
blokkméret, magas fajlagos beruházási költség), kevésbé kiforrott technológia és csekély,
országspecifikus kivitelezési tapasztalat jellemzi őket. Az atomerőművi beruházások ezért
még a FOAK kategóriába esnek, így a bankok számára finanszírozásuk többnyire túlzottan
kockázatosnak tűnik.
A FOAK nukleáris erőművi beruházások külső (banki, idegen tőkéből történő)
finanszírozásának van egy kockázati felára: az a többlethozam, melyet a saját és idegen tőke
tulajdonosok (részvényesek és hitelezők) a többi erőművi beruházástól elvárt hozamon felül
megkövetelnek a nukleáris beruházástól. Ezen kockázati felárat a különböző tanulmányok 2-
3%-os mértékűre teszik.19
Ezen kockázati felárat azonban a nukleáris beruházás nagy
valószínűséggel nem képes kitermelni, ezért projektfinanszírozás keretében jelenleg rendkívül
nehéz, ha nem lehetetlen atomerőművek építeni.20
18 A tőkeáttétel növelésének azonban projektfinanszírozás esetében is kemény korlátai vannak: a hitelezők nem
szívesen adnak pénzt olyan projektre, melybe a részvényesek nem hajlandóak nagy összegeket befektetni. Ez a
mechanizmus persze visszafelé is működik: nehéz egy vállalat részvényeseit rávenni olyan projekt
finanszírozására, melytől a bankok óvakodnak.
19 A kockázati felár mértékéről lásd MIT (2003): The future of nuclear power, illetve University of Chicago
(2004): The economic future of nuclear power
20 A tisztán projektfinanszírozáson alapuló FOAK atomerőmű-építéseket a szerzők többsége a NOAK státus
eléréséig nem tartja reális alternatívának, kivéve, ha komoly állami támogatással párosul. Lásd: NEA-OECD
(2011): The financing of nuclear power plants
Atomerőművi beruházások
19
A nukleáris projektek finanszírozását terhelő fenti kockázati felár két módon csökkenhető
elfogadható mértékűre. Az egyik mód, ha az atomerőművet erős piaci pozícióval rendelkező,
jelentős eszközállománnyal és fogyasztói bázissal rendelkező, vertikálisan integrált
vállalkozás valósítja meg vállalati finanszírozás keretében. A másik lehetőség az, ha a
beruházó kivárja, hogy más befektetők eltérő konstrukcióban (vállalati, vagy állami
finanszírozás keretében) megvalósítsanak több nukleáris projektet, és így kellő mértékű
kivitelezési tapasztalat halmozódjon fel ahhoz, hogy a kockázati felár lemorzsolódjon és az
atomerőműépítések elérjék a NOAK státust.
A vállalati finanszírozás alkalmazásának azonban komoly korlátai vannak. Egy több milliárd
dolláros nukleáris beruházás még a jelentős eszközállománnyal rendelkező, magas piaci
értékű vállalatok kedvező hitelbesorolását is képes lerontani, ha a beruházásra fordítandó saját
tőke mértéke meghaladja adott vállalat piaci értékének 15-20%-át.21
Ekkora beruházás
vállalati finanszírozás keretében történő megvalósítására Európában csupán a hét nővér néven
ismert energiaipari vállalat (E.ON, EDF, GDF SUEZ, RWE, Iberdrola, Enel, Endesa)
valamelyike lenne képes.
A kockázatok csökkentésének azonban elméletileg van egy harmadik módja is: gondosan
kimunkált tulajdonosi szerkezettel, szerződéses kapcsolatrendszerrel és megfelelő
szabályozási környezettel a kockázatok csökkenthetőek, illetve minden kockázat az annak
viselésére leginkább alkalmas szereplőknek allokálható. Ennek lehetséges módjára a
szerződéses struktúra és a szabályozási környezet bemutatásakor kitérünk.
21 Lásd: Dominique Finon and Fabien Roques (2008): Financing arrangements and industrial organisation for
new build in electricity markets
Atomerőművi beruházások
20
5. ábra: Finanszírozási modellek
A három finanszírozási mód (állami, vállalati és projektfinanszírozás) alkalmazhatósága tehát
szoros összefüggésben áll az iparági szerkezettel, a piac koncentrációjával, a vertikális
integráció mértékével, illetve az erőművi beruházás kockázatával (FOAK vagy NOAK). A
fenti ábra összefoglalja, hogy az erőműépítések számának növekedésével és a piaci
liberalizáció előrehaladásával hogyan tolódhat el a nukleáris beruházások finanszírozása az
állami finanszírozástól a vállalati, majd a projektfinanszírozás irányába.22
II.2.3. Szerződéses struktúra
Az atomerőművi beruházások lebonyolítását a beruházás méreténél és a projekt időigényénél
fogva jelentős szerződéses állomány kialakítása előzi meg. Az építés előkészítése és
lebonyolítása érdekében történik a kivitelező kiválasztása és megbízása ún. EPC
(Engineering, Procurement, Construction) szerződés megkötésével, továbbá a befektető(k) és
a kivitelező közti együttműködést biztosító projektigazgató vagy építésvezető (owner’s
engineer) megbízása. Az erőmű működésének biztosítására hosszú távú fűtőelem-vásárlási és
üzemeltetői (O&M - Operation and Management) szerződést, illetve hosszú távú
villamosenergia-értékesítési szerződést kell kötni.
A projektfinanszírozás keretében, több befektetővel, jelentős idegen tőke bevonással
megvalósuló beruházások esetében a szerződéses struktúra értelemszerűen bővebb és
összetettebb, mint állami, vagy vállalati finanszírozás esetén. Az erőmű megépítését és
üzemeltetését biztosító szerződéseken túl a befektetők (részvényesek) közti együttműködést, a
22 Lásd: Nadira Barkatullah (2010): Existing and emerging financial models and multilateral nuclear projects;.
ÁLLAMI
FINANSZÍROZÁS
PPIIAACCII LLIIBBEERRAALLIIZZÁÁCCIIÓÓ MMÉÉRRTTÉÉKKEE
VÁLLALATI
FINANSZÍROZÁS
PROJEKT-
FINANSZÍROZÁS
FO
AK
MMEE
GGÉÉ
PPÜÜ
LLTT
EERR
ŐŐMM
ŰŰVV
EEKK
SSZZ
ÁÁMM
AA
NO
AK
ZZáárrtt ppiiaaccookk
EErrőősseenn kkoonncceennttrráálltt,,
vveerrttiikkáálliissaann iinntteeggrráálltt
ppiiaaccookk
NNyyiittootttt,, kkeevvéésssséé
kkoonncceennttrráálltt,,
vveerrsseennyyzzőő ppiiaaccookk
Atomerőművi beruházások
21
projektvállalat irányítását és működését, illetve a külső finanszírozást (hitelezést) is jelentős
szerződésállomány szabályozza.
A szerződéses struktúra kialakítása során elsődleges szempont, hogy a projekt különböző
fázisaiban felmerülő minden kockázat az annak viselésére legalkalmasabb szerződéses félre
kerüljön allokálásra. A kivitelezési késedelmek és a költségtúllépések kockázatát elsősorban
(de nem kizárólag) a kivitelező, az üzemelési kockázatokat az üzemeltető mellett a reaktor
gyártója és a kivitelező, a piaci-értékesítési kockázatokat a villamos energia hosszú távú
vásárlója (szolgáltató vagy fogyasztó) képes kezelni és viselni.
A nukleáris projektekhez tapadó messze legkiemelkedőbb kockázati elem a kivitelezési idő
kitolódása és az ezt kísérő költségeszkaláció. A beruházási költségnövekedés kockázatának
kezelésére, illetve megosztására a kivitelezői (EPC) szerződésekben kerül sor, jellemzően
kétféle konstrukcióban: a kockázatokat a kivitelezőre hárító fix áras ún. „turnkey”
(kulcsrakész) szerződésben, vagy a kockázatok többségét a beruházóra hárító ún. T&M (time
and money) típusú szerződésekben.
A tiszta turnkey szerződésekben a kivitelező előre megadott fix áron vállalja az erőmű
felépítését; a felhasznált anyagok, berendezések és munkaerő árának emelkedéséből, vagy a
nem várt többletmunkákból fakadó költségnövekedés ez esetben a kivitelezőt terheli. A T&M
szerződésekben ezzel szemben nincs meghatározva előre az erőmű felépítésének ára, a
szerződésben csak a fajlagos költségek (pl. napidíjak, órabérek stb) kerülnek rögzítésre. A
beruházás teljes költsége ez utóbbi esetben a kivitelező által végzett munkálatok idő- és
erőforrásigényének függvényében alakul ki.
6. ábra: Kockázatmegosztás a kivitelezési (EPC) szerződésekben
Forrás: Standard & Poors RatingsDirect (2008): Construction costs to soar for new U.S. nuclear
power plants
RRuuggaallmmaass áárraazzááss
((TT&&MM sszzeerrzzőőddééss))
FFiixx áárraazzááss
((ttuurrnnkkeeyy sszzeerrzzőőddééss))
KKIIVVIITTEELLEEZZÉÉSSII SSZZEERRZZŐŐDDÉÉSS ÁÁRRAA
BBEEFFEEKKTTEETTŐŐII TTAARRTTAALLÉÉKK
((CCOONNTTIINNGGEENNCCYY))
EEllffooggaaddhhaattaattllaann kkoocckkáázzaattii ttaarrttoommáánnyy
MMrrdd $$
Atomerőművi beruházások
22
A fenti szerződéstípusok a kockázatmegosztás két végletét képviselik: a fix áras turnkey
szerződés a kivitelezőre, a rugalmas T&M a megrendelőre (beruházóra) hárítja a
kockázatokat. A kockázatok áthárításának azonban minden esetben ára van: a befektetőt
„kockázatmentesítő” turnkey szerződések ezért jellemzően felülárazottak, a látszólag olcsóbb
T&M szerződések esetében pedig a beruházónak jelentős tartalékot kell képeznie az esetleges
többletmunkák finanszírozására.
A szélsőséges kockázatáthárítást a szerződő felek a gyakorlatban nem tolerálják: a kivitelezők
nem hajlandóak az összes kockázat – turnkey szerződés keretében történő – átvállalására,
ahogy a beruházók sem vállalják a teljesen rugalmas (T&M) árazásban rejlő beláthatatlan
kockázatokat. A gyakorlatban ezért a kivitelezés a kockázatok méltányos megosztását
eredményező kevert szerződések keretében (pl. indexált árazású turnkey szerződésben)
valósulhat meg.
II.2.4. Szabályozási környezet
Az atomerőművi beruházások kezdeményezésére és megvalósulására döntő hatással van a
szabályozás. A nukleáris erőműépítés alaptétele, hogy ekkora tőkebefektetéssel és kockázattal
járó beruházást kizárólag erős politikai és társadalmi támogatottság mellett lehet
megvalósítani. A nukleáris energiatermelés kormányokon átívelő, politikai erővonalakon
átnyúló elfogadottsága elengedhetetlenül szükséges, de nem elégséges feltétele a nukleáris
beruházásoknak. A következőkben röviden áttekintjük azt a szabályozói eszközrendszert,
melynek alkalmazása számottevő ösztönzést nyújthat a nukleáris erőművi projektek számára.
A beruházások kockázata nagyrészt a piaci környezet függvénye: zárt, erősen szabályozott
piacokon, ahol az erőművi és/vagy a szolgáltatói értékesítési árak a szabályozó hatóság
jóváhagyásához kötöttek, az (atom)erőművi beruházók viszonylag mérsékelt kockázattal
néznek szembe. A hatósági árszabályozás és a szolgáltatókhoz láncolt fogyasztói kör jelenetős
biztosítékot nyújthat a beruházók számára. Ezt bizonyítja, hogy az Egyesült Államokban
leginkább előrehaladott projekteket olyan vállalatok/konzorciumok kezdeményezik, melyek a
nukleáris energiatermelés költségét a hatósági jóváhagyást követően beépítik értékesítési
áraikba.
A formálisan nyitott, de valójában kevéssé versenyző, egy-két domináns, vertikálisan integrált
szereplő által uralt, erősen koncentrált piacokon a befektetői kockázat mértéke szintén
mérsékeltnek mondható. A jelentős eszközállománnyal és nagy fogyasztói bázissal
(jellemzően piaci erőfölénnyel) rendelkező, esetleg részben állami tulajdonban lévő vállalatok
általában jó hitelbesorolással rendelkeznek, és kedvező feltétekkel (alacsony tőkeköltséggel)
képesek idegen tőkét bevonni egy több milliárd eurós beruházásba. Az EDF által a
franciaországi Flamannville-ben megkezdett atomerőmű építés ebbe a kategóriába sorolható.
A befektetői kockázat a liberalizációban előrehaladott, kevéssé koncentrált, sokszereplős
piacokon a legnagyobb. A kockázat szintje azonban állami támogatással és kompetens
szabályozással a versenyző piacokon is nagy mértékben csökkenthető. A következőkben az
Atomerőművi beruházások
23
Egyesült Államok és az Egyesült Királyság példáján mutatjuk be, hogy a nukleáris
beruházások számára kedvező szabályozási környezet milyen összetevőket tartalmazhat.
A beruházások szabályozói ösztönzésének egyik kézenfekvő eszközei lehetnek a
hitelgaranciák, adókedvezmények, vagy kötelező átvételi rendszer formájában megvalósuló
állami támogatás. Az Európai Unió jogrendszere ugyan meglehetősen szigorú feltételekhez
köti az állami támogatások jóváhagyását, kategorikus tiltásról nem beszélhetünk. A megújuló
energiatermelés támogatási rendszere, vagy a 2008-as pénzügyi válságot követően a
bankszektornak nyújtott masszív támogatások azt mutatják, hogy az állami támogatások
létező és adott esetben elfogadott eszközei a gazdaságpolitikának.
Az Egyesült Államokban 2005 óta alkalmazott -átmeneti- támogatási rendszer célja, hogy az
első néhány FOAK reaktor megépítését (az ún. „korai építéseket”) az első beruházásokat sújtó
magas kockázati felár csökkentésével elősegítsék. Az első építkezések befejezését követően a
kockázati prémium várhatóan lecsökken: miután a nukleáris erőműépítések elérik a NOAK
státust, a támogatásokra nem lesz szükség.
7. táblázat: Angolszász ösztönző és állami támogatási rendszerek
EEGGYYEESSÜÜLLTT ÁÁLLLLAAMMOOKK
HHiitteellggaarraanncciiaa A beruházási költség 80%-áig
AAddóókkeeddvveezzmméénnyy Az első 6 GW atomerőművi kapacitásra
18 $/MWh, vagy 125 millió $/1000MW
KKoocckkáázzaattbbiizzttoossííttááss
((ssttaannddbbyy ssuuppppoorrtt))
Az első 6 reaktorra
Az első két reaktorra 550 millió $, a következő négy reaktorra 250 millió $
EEGGYYEESSÜÜLLTT KKIIRRÁÁLLYYSSÁÁGG
CCffDD –– CCoonnttrraacctt ffoorr
DDiiffffeerreennccee
Kiegészítő ártámogatás (az előre meghatározott célár és a piaci ár közti
különbözet megfizetésére vonatkozó – állami – kötelezettség)
ÁÁllllaammii ggaarraanncciiaa Kivitelezési kockázatot enyhítő hitelgarancia és/vagy állami hitel
Infrastrukturális beruházások ösztönzését szolgáló 50 milliárd ₤-os alap
Forrás: Mark Holt (2011): Nuclear energy policy. Congressional Research Service; Department of
Energy and Climate Change (2012): Electricity market reform: policy overview; Energy and Climate
Change Committee (2013): Building new nuclear: the challenges ahead
A fenti ösztönzési rendszer látszólag szokványos állami támogatásokat tartalmaz:
hitelgaranciát, adókedvezményt és biztosítást. Ez a minősítés azonban két okból sem pontos:
(1) Az adott beruházás részletes vizsgálatát követően odaítélhető hitelgaranciák nyújtásának
nagyon komoly díja van, így azt egyszerű állami támogatásnak nevezni erősen félrevezető.23
(2) Az ún. „standby support” az államnak betudható kockázatok ellen biztosítja a
23 A Calvert Cliffs-i beruházás esetében 880 millió dollárba, vagyis a tervezett beruházási összeg 11,6%-ába
kerülne a beruházónak a hitelgarancia biztosítása. Lásd: Nuclear Energy Institute (2011): Loan-guarantee cost
for clean-energy projects should be based on project-specific assessments
Atomerőművi beruházások
24
beruházókat: az engedélyezési okokból kifolyólag megakadó beruházások által időközben
fizetendő kamatköltségek (IDC) átvállalásával.
Az Egyesült Királyságban tervezett nukleáris támogatási rendszer az ellátásbiztonsági és
dekarbonizációs célkitűzéseknek alárendelt villamosenergia-piaci reform (EMR-Electricity
Market Reform) részeként került kidolgozásra. Ennek központi eleme a megújuló
energiaforrások kötelező átvételéhez hasonló rendszer, mely hosszú távon egy előre rögzített
árszintet biztosítana az erőmű üzemeltetőjének. A nukleáris erőmű üzemeltetője olyan hosszú
távú CfD (Contract for Difference) szerződést kötne egy állami szereplővel, melynek
értelmében az utóbbi a mindenkori piaci árat a szerződésben meghatározott célárra (strike
price) egészítené ki.24
A nukleáris beruházások számára kedvező szabályozási környezet másik alapvető eleme a
2005-ben bevezetett ún. előzetes engedélyezési rendszer alkalmazása. Ennek lényege, hogy a
korábbi kétlépcsős, és emiatt meglehetősen kockázatos engedélyezési folyamatot úgy
alakítsák át, hogy az engedélyezés lehetőség szerint már a befektetési döntés meghozatala (és
a beruházó anyagi elköteleződése) előtt megtörténjen. Az előzetes engedélyezési rendszerben
az építési és működési engedélyek összevontan, az építkezés megkezdése előtt, de a
típustervek és telephely jóváhagyása után kerülnek kiadásra; ekkor a műszaki tervek már
90%-ot meghaladó mértékben készek.
Az összevont engedély (COL) birtokában indulhat meg az építkezés, melynek során már csak
azt ellenőrzi a hatóság, hogy a kivitelezés során az engedélyben rögzített műszaki
paraméterek és egyéb feltételek teljesülnek-e. Ezek általában jól számszerűsíthető
kritériumok, ami a lehetőségekhez mérten objektívvá teszi a hatóság döntését és jelentősen
csökkenti annak kockázatát, hogy a kivitelezés során felmerülő hatósági kifogások
következtében költséges késedelmeket szenvedjen a beruházás.
24 Az erőművek számára biztosítandó árszint (strike price) egyelőre az angol kormányzat és a potenciális
atomerőművi befektetők (elsősorban az EDF) közti tárgyalások tárgya.
Atomerőművi beruházások
25
7. ábra: Atomerőművi engedélyezési folyamat az Egyesült Államokban
Forrás: Michael J. Wallace (2005): Understanding the nuclear licensing process
Az Egyesült Királyságban az utóbbi években lezajló szabályozási változások hasonló irányba
haladnak, mint ami az Egyesült Államokban megfigyelhető. A szabályozásban érintett
hatóságok már évekkel ezelőtt megkezdték több lehetséges nukleáris reaktortípus vizsgálatát,
hogy a beruházók már az első befektetések előtt tudatában legyenek az adott technológia
elfogadottságának vagy épp elutasítottságának.25
Az atomerőműépítésre alkalmas telephelyek
előzetes kormányzati kijelölése szintén megtörtént.
8. táblázat: Nukleáris engedélyezési rendszer az Egyesült Királyságban
Az angol engedélyezési rendszer azonban a többi területen is világos, jóval a befektetői
döntések meghozatala előtt kiforrott szabályokkal rendelkezik. Az erőmű üzemidejének
lejártával bekövetkező bezárására és leszerelésére, illetve a jövőbeni kiadásokat biztosító alap
kialakítására és működtetésére a beruházónak az engedélyezési folyamat elején kidolgozott
(és a hatóság által jóváhagyott) programmal kell rendelkezni. A radioaktív hulladékok erre
kijelölt szervezet által történő átvételének és elhelyezésének az erőművet terhelő költségét,
25 Az előzetes engedélyezési folyamatban eddig az Areva EPR-je, illetve a Westinghouse AP1000-ese ért el
látványos előrehaladást.
NNaattiioonnaall PPoolliiccyy SSttaatteemmeennttss ((NNPPSS)) Atomerőművi projektek számára alkalmas telephelyek
előzetes meghatározása
RReegguullaattoorryy JJuussttiiffiiccaattiioonn Reaktortípusok
GGeenneerriicc DDeessiiggnn AAsssseessssmmeenntt ((GGDDAA)) Reaktortípusok biztonsági és környezeti kritériumoknak
való megfelelőssége
FFuunnddeedd DDeeccoommmmiissssiioonniinngg PPrrooggrraammmmee ((FFDDPP)) Az erőmű bezárására és leszerelésére kidolgozott program,
és az azt finanszírozó, az üzemeltető által létrehozott alap
WWaassttee TTrraannssffeerr PPrriicciinngg MMeetthhooddoollooggyy A radioaktív hulladékok állami átvételének és
elhelyezésének szerződéses kondíciói
EEllőőzzeetteess
tteelleepphheellyy--jjóóvvááhhaaggyyááss
((EESSPP))
ÖÖsssszzeevvoonntt ééppííttééssii ééss
mműűkkööddééssii eennggeeddééllyy
((CCOOLL))
TTííppuusstteerrvv jjóóvvááhhaaggyyááss*
KKiivviitteelleezzééss IITTAAAACC
mmeeggffeelleellééss MMűűkkööddééss
EESSPP == EEaarrllyy SSiittee PPeerrmmiitt
CCOOLL == CCoommbbiinneedd CCoonnssttrruuccttiioonn aanndd OOppeerraattiinngg LLiicceennssee
IITTAAAACC == IInnssppeeccttiioonnss,, TTeessttss,, AAnnaallyysseess,, AAcccceeppttaannccee
CCrriitteerriiaa
* DDeessiiggnn CCeerrttiiffiiccaattiioonn
Atomerőművi beruházások
26
illetve az annak meghatározására szolgáló módszertant szintén a beruházás megkezdése előtt
határozzák meg.
II.2.5. Üzleti modellek
Az atomerőművi beruházások során kialakított tulajdonosi szerkezet, a finanszírozási modell,
szerződéses struktúra és a projekt szabályozói környezete különböző kombinációkban eltérő
üzleti modelleket eredményeznek. A következő táblázat segítségével összefoglaljuk az
amerikai, francia és finn tapasztalatok tükrében kikristályosodó beruházási modelleket.26
9. táblázat: Atomerőművi üzleti modellek
Üzleti modellek Amerikai Francia Finn
kereskedelmi szabályozott monopol kooperatív
Tulajdonosi
struktúra decentralizált
(termelők és
szolgáltatók)
centralizált (vertikálisan
integrált vállalat)
centralizált
(EDF) (vertikálisan
integrált vállalat)
decentralizált
(termelő és
nagyfogyasztók)
Finanszírozás
módja projektfinanszírozás vállalati
finanszírozás vállalati
finanszírozás hibrid
finanszírozás
Szerződéses
struktúra PPA
szolgáltatókkal saját fogyasztói
bázis saját fogyasztói
bázis PPA
nagyfogyasztókkal
EPC nem ismert EPC nem ismert EPC: saját
kivitelezés EPC: turnkey
contract
Szabályozói
környezet szabad piac szabályozott piac hibrid piac szabad piac
állami támogatás állami támogatás - -
Az Egyesült Államokban tervezett projektek mindegyikére rányomja a bélyegét az állami
támogatás (hitelgarancia, adókedvezmény) megléte, mely az áramvonalasított engedélyezési
eljárással együtt jelentősen csökkenti a beruházók által érzékelt kockázatokat. A szabályozott
villamosenergia-piacokkal rendelkező államokban tervezett projektek esetében a kockázat
tovább csökken, így az építkezés vállalati finanszírozás mellett is megindítható, de megfelelő
tulajdonosi struktúra mellett projektfinanszírozásra is lehetőség nyílik. A többé-kevésbé
nyitott európai villamosenergia-piacokon vélhetően ez a projektfinanszírozás és állami
támogatás kettősségére épülő kereskedelmi modell tekinthető reális lehetőségnek.
A francia monopol modell meglehetősen klasszikusnak tekinthető: a lassan liberalizálódó,
hatósági árakkal tarkított, koncentrált piac alkalmas lehet arra, hogy a domináns szereplő
vállalati finanszírozással nukleáris projektet kezdeményezzen. Ez a lehetőség azonban igen
kevés európai országban adott, mivel a vállalatok jelentős részének piaci értéke és
26 A tanulmányban nem vizsgáljuk a fenti modellektől jelentősen eltérő ázsiai (japán és dél-koreai), illetve kínai,
vagy orosz beruházási modelleket. Nem térünk ki továbbá a modellértékűnek tekinthető török Akkuyu-i erőmű
építését és üzemeltetését meghatározó szerződéses keretekre, vagy a kelet-európai régióban tervezett, de
jellemzően igen csekély előrehaladást elért projektekre.
Atomerőművi beruházások
27
eszközállománya elégtelen ahhoz, hogy ilyen volumenű befektetést eszközöljön. Azt is
érdemes figyelembe venni, hogy az integrálódó európai piacokon kevéssé valószínű a merev,
versenytől védett apró nemzeti piacok tartós megmaradása.
A finn erőmű-fejlesztési modell rendkívül innovatív, ugyanakkor a finn villamosenergia-
szektor sajátosságai miatt más európai országok által nagyon nehezen ismételhető meg. A
jelentős fogyasztói tulajdoni hányaddal működő vállalatok, és a nagyfogyasztói partnerségre
építő projektvállalatok ilyen típusú partnerek hiányában nem alakíthatóak ki. A projekt
demonstrációs jellege (az EPR reaktortípus NOAK státusba történő mozdításának célja)
szintén olyan egyedi szerződéses kondíciókhoz vezető vonás, melyet várhatóan nem vállal fel
még egyszer a reaktor gyártója.
Atomerőművi beruházások
28
III. A MEGTÉRÜLÉSI MODELL BEMUTATÁSA ÉS A MODELLEZÉS
ADAPTÁLÁSA AZ ATOMERŐMŰVI BERUHÁZÁSRA
A következő fejezetben egy elképzelt, a 2012. évi Nemzeti Energiastratégiában „Atom-Szén-
Zöld”-nek nevezett forgatókönyvben megvalósuló atomerőművi beruházás várható
megtérülését vizsgáljuk.27
A számítások során azonban nem az Energiastratégiában szereplő
1000 MW-os blokkmérettel számoltunk, hanem egy, a jelenleg kereskedelmi forgalomban
lévő reaktorok 1200-1600 MW-os teljesítményéhez jobban igazodó, 1200 MW-os blokk
megépítését feltételeztük.28
A fejezet első részében ismertetjük az alkalmazott projektértékelési módszertant és a
számítások során felhasznált inputadatokat, a második részben pedig bemutatjuk a
megtérülési számítások és az érzékenységvizsgálatok eredményeit. Tekintettel a kiinduló
feltételezések bizonytalanságára, a számításokat több lehetséges inputadat-kombináció mellett
is elvégeztük. Célunk nem az volt, hogy ítéletet mondjunk egy esetleges atomerőművi
beruházás felett, hanem hogy azonosítsuk azokat a tényezőket, melyek alapvetően
meghatározzák a beruházás profitabilitását és megtérülését.
III.1. Projektértékelési módszerek
Ahhoz, hogy egy beruházást gazdaságossági szempontból értékelni tudjunk, fontos az adekvát
módszertan meghatározása. A pénzügyi irodalom többféle mutatószámot használ egy-egy
projekt értékelése során. Mindegyik mutatónak megvannak az előnyei és hátrányai is, amelyet
a következőkben részletesen bemutatunk. Egy beruházás során a következő mutatókat
érdemes megvizsgálni, és ezek közül kiválasztani az(oka)t, amely(ek) a leginkább
illeszkednek egy atomerőművi beruházáshoz:
Megtérülési idő
Diszkontált megtérülési idő
Nettó jelenérték
Belső megtérülési ráta
Jövedelmezőségi Index
Levelized Cost of Energy (LCOE)
27 Nemzeti Fejlesztési Minisztérium (2012): Nemzeti Energiastratégia 2030
28 A számítások során alkalmazott némileg eltérő blokkméret a megtérülési számítások eredményét nem
befolyásolja számottevően.
Atomerőművi beruházások
29
Mindegyik módszertan alapja a jövőbeli pénzáramok (cash-flow-k) számbevétele. A cash-
flow-k felírása során minden egyes évre külön-külön megnézzük, hogy milyen hasznok és
költségek29
keletkeznek a beruházással kapcsolatban. A hasznok és a költségek különbségéből
kapjuk meg az adott évi pénzáramot, vagy cash-flow-t. A következő ábra mutatja, hogyan
számoljuk ki az adott projekt pénzáramait.
8. ábra: A diszkontált cash-flow alapú értékelési eljárás működése
……ÉCS(1)=I(0)*eÉCS(0)=I(0)*eÉrtékcsökkenés
……T(1)*[B(1)-K(1)-ÉCS(1)]T(0)*[-I(0)+B(0)-K(0)-ÉCS(0)]Adófizetés
……DCF(1)=CF(1)*D(1)DCF(0)=CF(0)*D(0)Diszkontált cash-flow
……D(1)=1/(1+r)D(0)=1Diszkonttényező
……CF(1)=B(1)-K(1)-adóCF(0)= -I(0)+B(0)-K(0)-adóCash-flow
……K(1)K(0)Kiadás/költség
……B(1)B(0)Bevétel/haszon
……0I(0)Beruházás költsége
t. év…1. év0. év
……ÉCS(1)=I(0)*eÉCS(0)=I(0)*eÉrtékcsökkenés
……T(1)*[B(1)-K(1)-ÉCS(1)]T(0)*[-I(0)+B(0)-K(0)-ÉCS(0)]Adófizetés
……DCF(1)=CF(1)*D(1)DCF(0)=CF(0)*D(0)Diszkontált cash-flow
……D(1)=1/(1+r)D(0)=1Diszkonttényező
……CF(1)=B(1)-K(1)-adóCF(0)= -I(0)+B(0)-K(0)-adóCash-flow
……K(1)K(0)Kiadás/költség
……B(1)B(0)Bevétel/haszon
……0I(0)Beruházás költsége
t. év…1. év0. év
DCF(0)+DCF(1)+…+DCF(t)=∑DCF = Nettó jelenérték
A cash-flow a következő főbb tételből tevődik össze, amelyet egy részletes elemzésnél
további altételekre lehet bontani. A befektető végrehajt egy beruházást, amelynek költsége
I(0), míg a működés alatt jelentkező tételek közé tartoznak a költségek (K) és hasznok (B). Az
értékcsökkenési (ÉCS) leírás módját a számviteli törvény és a vállalat számviteli politikája
határozza meg. Lehetséges lineáris leírás, amely esetben minden évben ugyanakkora mértékű
ÉCS-t számol el a projekt teljes időtartamára nézve a vállalat, tehát minden évben I(0)/t
nagyságú lesz ezen tétel. Lehet degresszív, vagy progresszív, és számolható a befektetett
eszköz nettó értéke, bruttó értéke vagy abszolút összege alapján. A befektetések elemzésénél
általánosan elfogadott, hogy bruttó érték alapján, lineáris amortizációt számolunk el. Az
amortizáció nem része közvetlenül a cash-flow-nak mindössze az adóalapot csökkentő
tételként számolható el, így az adófizetésen keresztül hat a cash-flow értékére.
29 Ez alól kivétel az LCOE, amely csak a költségeket számszerűsíti.
Atomerőművi beruházások
30
Az adóalapba beleszámít az adott évi bevétel (B), és csökkentőleg hat a kiadás/költség (K), az
adott évi beruházás (I) és az amortizáció. A teljes adófizetés mértéke egyenlő az adóalap T(0)-
szorosával, ha az adóalap pozitív, ellenkező esetben nulla az adófizetési kötelezettség.
A cash-flow-ba tehát a beruházás, a költség és az adófizetés negatív előjellel, míg a bevétel
pozitív előjellel kerül értékelésre. A cash-flow-t minden évre külön-külön kiszámoljuk,
egészen addig az évig, amíg a kezdeti befektetés hasznot vagy költséget termel, azaz t-edik
évig. Ugyanakkor ezen pénzáramokat szükséges azonos évi pénzre átváltani, amely
jellemzően a 1. évet jelenti, amikor a kezdeti beruházás történik. A diszkontálásnál fontos
kérdés, hogy milyen diszkonttényezőt (r) használjunk, amelyhez szorosan kapcsolódik az a
kérdés, hogy az egyes cash-flow tételeket nominális vagy reálárakon számítottuk, azaz
figyelembe vettük-e az inflációt. A befektetések elemzésénél szokás figyelmen kívül hagyni
az inflációt, feltételezve így, hogy minden költségre és bevételre ugyanolyan mértékű
árdrágulást számolunk el. Ebben az esetben a diszkontálásnál is reálkamatlábakkal kell
számolni. A diszkontláb így megegyezik a projekttől elvárt megtérüléssel, amely a projekt
kockázatosságától függ.
A diszkonttényezők segítségével az adott évi cash-flow-t azonos évi pénzre számoljuk át, és
ezeket összeadva kapjuk meg a projekt nettó jelenértékét. Ha ezen érték negatív, abban az
esetben a projekt megvalósítása gazdaságilag nem racionális, míg ellenkező esetben javasolt
lehet a beruházás elvégzése.
III.1.1. Megtérülési idő
A megtérülési idő lényege, hogy minden pénzáramot egészen addig az évig adja össze,
ameddig a kumulált cash-flow pozitívvá nem válik. Ez az év lesz a megtérülési idő. Ha van
egy projektünk, amelynek a beruházási költsége 1000, míg tíz éven keresztül évi 200 haszna
keletkezik, miközben költségek nem lépnek fel, akkor a megtérülési idő öt év. Ha a beruházó
által elvárt megtérülési idő ennél alacsonyabb, akkor a projektet nem kell megvalósítani,
ellenkező esetben igen.
A megtérülési időnek, mint projektértékelési mutatónak igen sok hátránya van. Az egyik
legfontosabb, hogy az egyes években keletkező pénzáramokat ugyanolyan súllyal veszi
számításba, azaz figyelmen kívül hagyja a pénz időértékét. További hátránya, hogy a
megtérülési idő utáni pénzáramokkal sem kalkulál. Ezen mutató egyértelműen a rövid
élettartalmú beruházásokat preferálja, azaz nem lehet vele összehasonlítani egy atomerőművi
beruházást, amelynek az időtartama minimálisan is 50 év, illetve egy szélerőművi projektet,
amelynek az élettartalma 15 év körül mozog. Ez a mutató minden esetben az utóbbit részesíti
előnyben.
III.1.2. Diszkontált megtérülési idő
A diszkontált megtérülési idő teljesen hasonló a megtérülési időhöz azzal a különbséggel,
hogy a pénzáramlásokat diszkontáljuk, azaz ez a mutató már figyelembe veszi a pénz
időértékét, azaz, hogy egy mai forint az többet ér, mint egy holnapi. Ugyanakkor továbbra is
Atomerőművi beruházások
31
megmarad az a hátránya, hogy a rövid élettartalmú beruházásokat preferálja és a megtérülés
utáni pénzáramokat nem veszi figyelembe.
III.1.3. Nettó jelenérték
A leggyakrabban használt pénzügyi mutató a nettó jelenérték. Ennek lényege, hogy megfelelő
diszkontrátával jelenértékre hozzuk a projekt teljes élettartama alatt bekövetkezett
pénzáramlásokat, amelyet ezt követően összegzünk. Ha a kumulált nettó jelenértéke ezen
pénzáramoknak pozitív, akkor érdemes lehet megvalósítani a projektet, ellenkező esetben
nem. Képletszerűen a következőképpen számolható ki a nettó jelenérték:
t
t
t
0)r1(
CCNPV , ahol
C0 a nulladik év pénzárama,
Ct a t-edik év pénzárama,
rt a t-edik évhez tartozó diszkontráta.
A nettó jelenérték esetében az egyik kulcstényező a megfelelő diszkontráta megválasztása.
Ennek a tényezőnek a meghatározását a későbbi fejezetekben részletesen bemutatjuk.
III.1.4. Belső megtérülési ráta
A másik rendszeresen használt mutató egy projekt értékelésénél a belső megtérülési ráta (IRR,
Internal Rate of Return), amely azt mutatja meg, hogy milyen diszkontráta (r) mellett válik a
nettó jelenérték nullává. Ha a befektető által elvárt hozam nagyobb, mint a kapott IRR, akkor
nem érdemes megvalósítani a projektet, ellenkező esetben igen.
III.1.5. Jövedelmezőségi Index
A jövedelmezőségi index (Profitability Index, PI) azt méri, hogy a jövőbeli pénzáramlások,
hogyan viszonyulnak a kezdeti beruházás összegéhez. Ez a mutató nagyon hasonló az NPV-
hez, és a következő képlet szerint számítható:
PI = PV/C0, ahol
PV az élettartam alatti CF-k jelenértéke
C0 a beruházási összeg
Ezek alapján egy projektet, akkor kell elfogadni, ha a PI>1, ellenkező esetben nem éri meg
beruházni. Ezt az értékelési módot jellemzően tőkehiányos helyzetben érdemes alkalmazni,
amikor egy vállalatnak döntenie kell arról, hogy két hasonló projekt közül melyiket válassza.
További nehézséget okoz egy olyan beruházás értékelése, amely esetében a beruházás
időtartama meghaladja az egy évet, hiszen ilyenkor szükséges a beruházási költségeket
azonos időpontra átváltani. Ezt a mutatót az atomerőművi értékelés során ezek miatt nem is
alkalmazzuk.
Atomerőművi beruházások
32
III.1.6. LCOE
A Levelized Cost of Energy (LCOE) kiszámításának alapja a nettó jelenérték. Ezen számítás
során csak a teljes élettartam alatti költségek pénzáramát diszkontáljuk, a bevételekkel nem
kalkulálunk. Hasonló módon diszkontáljuk a várható éves áramtermelést is. Így megkapjuk,
hogy átlagosan mekkora áramár bevétel esetén érdemes beruházni az adott erőműbe.
Képletszerűen ez a következőképpen néz ki:
n
1tt
t
t
n
1tt
t
ttt
r1
E
r1
MÜKTÜZBER
LCOE , ahol
n: a projekt teljes élettartama
BERt: A t-edik évben a beruházás költsége
TÜZt: A t-edik évi tüzelőanyag-költség
MÜKt: A t-edik évi teljes működési költség leszámítva a tüzelőanyag-költséget
rt: A t-edik évre vonatkozó diszkontráta
Et: a t-edik évben termelt villamos energia mennyisége
A fenti képletből látható, hogy az LCOE figyelembe veszi, ha egyes években különböző
mennyiségű villamos energiát termel az adott létesítmény. Az LCOE-t jellemzően €/MWh-
ban szokták közölni, amely azt mutatja meg, hogy legalább ekkora átlagos villamos energia
értékesítési ár mellett gazdaságos az erőmű üzemeltetése. Vegyük észre, hogy ez a mutató
nagyon hasonló a belső megtérülési rátához, azzal a különbséggel, hogy míg az IRR esetében
azt a diszkontrátát keressük, amely mellett már megéri beruházni, addig az LCOE-nál azt a
minimális áramárat keressük, ahol már gazdaságos a befektetés.
Az LCOE-t jellemzően akkor használják, ha több technológia költségeit akarjuk
összehasonlítani. Ezzel azonban az a gond, hogy könnyen félreértelmezhetőek az
eredmények, mivel egyes technológiák csak csúcsban (pl. PV), mások pedig zsinórban
termelnek (pl. atomerőmű), így nem azonos értékesítési árral szembesülnek. Ha az LCOE azt
adja eredményül, hogy például a fotovoltaikus (PV) erőműbe 100 €/MWh mellett éri meg
beruházni, míg az atomerőmű esetében 80 €/MWh, az nem azt jelenti, hogy az atomerőmű
jobb befektetés, mint a PV, mivel az utóbbi átlagos értékesítési ára magasabb abból
kifolyólag, hogy csúcsórákban termel.
III.2. A parciális érzékenységvizsgálat módszertana
Minden befektetés esetén szükséges megvizsgálni, hogy a pénzügyi mutatók mennyire adnak
robosztus eredményt, azaz egy-egy inputtényező megváltozása hogyan változtatja meg a
Atomerőművi beruházások
33
beruházáshoz való viszonyt. A pénzügyi elemzéseknél a leggyakrabban alkalmazott eszköz a
parciális érzékenységvizsgálat.
A parciális érzékenységvizsgálatnál először megvizsgáljuk, hogy a legvalószínűbb esetben,
tehát amikor az összes inputtényező a legvalószínűbb értéket veszi fel, milyen nettó
jelenértéket, belső megtérülési rátát, illetve LCOE-t kapunk. Ezt követően egy inputtényező
értékét megváltoztatjuk, és számszerűsítjük, azt, hogy hogyan változik a kapott eredmény, ha
egy százalékkal (vagy többel) növeljük vagy csökkentjük az adott tényező értékét. Ezt az
összes felhasznált inputtényezőre elvégezve megkapjuk azon változókat, amelyek kritikusan
hatnak a projekt megtérülésére.
III.3. Felhasznált inputadatok
A következőkben bemutatjuk, hogy egy feltételezett 1200 MW-os nukleáris erőművi
beruházás értékelése kapcsán milyen input-adat feltételezésekkel éltünk az egyes változókra
vonatkozóan.
III.3.1. Beruházási költségek
A nukleáris erőművi beruházások megtérülésének talán legmeghatározóbb eleme a beruházási
költség. Fontossága egyrészt kiemelkedően magas voltának köszönhető, másrészt annak, hogy
a projekt első néhány évét terheli, így a jelenérték számításnál minden más pénzáramnál
nagyobb súllyal esik latba.
Az atomerőművek beruházási költségeinek meghatározása több oknál fogva is nehéz feladat.
Az egyik probléma a hozzáférhető adatok megbízhatatlansága: a reaktoraikat értékesíteni
kívánó gyártók/szállítók (vendors) műszaki alapokon nyugvó becslései (a nukleáris energiára
szakosodott nemzetközi szervezetek becsléseihez hasonlóan) hivatalból optimisták, a nemzeti
kormányok pedig általában nem szívesen teszik közzé az általuk támogatott nukleáris
erőműépítések tényleges költségeit. A másik probléma a különböző helyeken publikált adatok
eltérő tartalma: egyes beruházási adatok csak a kivitelező részére kifizetett összeget
tartalmazzák, mások a tulajdonosok által viselt egyéb költségeket is magukba foglalják,
megint mások a finanszírozás költségét (az építési idő alatti kamatfizetési terheket) is
tartalmazzák.
A különböző években közzétett becslések az eltérő pénzérték mellett az igen gyors változásra
képes fajlagos beruházási költségek miatt is különböznek egymástól. A nukleáris építkezések
során használt nagy mennyiségű építőanyag sok esetben tőzsdén jegyzett világpiaci termék,
melynek ára néhány év alatt drasztikus változásokat képes produkálni.
A következőkben ezért elsősorban a 2009-2012 közötti években közzétett szakirodalmi
becslésekre hagyatkoztunk. Az általunk felhasznált források a beruházási költségek ún.
„overnight cost” kategóriáját használják: ennyibe kerülne adott nukleáris erőművi kapacitás
megépítése, ha az építkezés egyik napról a másikra végbemenne. Az overnight cost a
Atomerőművi beruházások
34
kivitelezőnek kifizetett összeget és az ún. tulajdonosi költségeket (engedélyezés, előkészítő
munkálatok stb) foglalja magába, de nem tartalmazza a finanszírozás költségeit.
A beruházási költségek becslésekor az alábbi tanulmányokra támaszkodtunk:
1. MIT (2009): Update of the MIT 2003 Future of the nuclear power study. Massachusetts
Institute of Technology, Massachusetts.
2. Department for Energy and Climate Change (DECC) – Parsons Brinckerhoff (PB)
(2011): Electricity generation cost modell - 2011 update
3. IEA-NEA (2010): Projected cost of generating electricity. International Energy Agency,
Nuclear Energy Agency, and Organisation for Economic Cooperation and
Development, Paris.
4. ICEPT (2012): Cost estimates for nuclear power in the UK. Imperial College Centre for
Energy Policy and Technology,
5. US Energy Information Administration (EIA) – US Department of Energy (DOE)
(2010): Updated capital cost estimates for electricity generation plants
6. Nuclear Energy Institute (NEI) (2013): The cost of new generating capacity in
perspective
7. Simon Larsson (2012): Reviewing electricity generation cost assessments
8. VGB Powertech (2011): Investment and operation cost figures – Generation portfolio*
9. SKGS (2010): Vad kostarkraften?*
10. Elforsk (2011): El fran nya och framtida anlaggningar*
* A VGB, az SKGS és az Elforsk idézett tanulmányainak költségbecsléseit Simon Larsson (2012) tanulmányából
emeltük át
Az idézett tanulmányokban szereplő beruházási költségbecsléseket több esetben
módosítottuk: egy esetben a 2009-es dollárértéket 2012-es dollárértékre váltottuk át, egy
másik esetben meghatározott erőművi beruházások időközben – felfelé – módosított adataival
frissítettük adott becslés inputadatait, vagy NOAK-FOAK átváltást eszközöltünk. Jelen
tanulmányban ezen módosított beruházási költségbecslések átlagát alkalmaztuk
középértékként. A fenti tanulmányokban szereplő eredeti, illetve általunk módosított
költségbecslések a következő táblázatban találhatóak
Atomerőművi beruházások
35
10. táblázat: Szakirodalmi beruházási költségbecslések
Tanulmány Év Eredeti Módosított
DECC-PB 2011 5 625 5 625 $/kW
EIA-DOE 2010 5 339 5 339 $/kW
Elforsk 2011 4 279 4 279 $/kW
IEA&NEA1 2010 4 114 5 171 $/kW
NEI2 2013 4 750 5 000 $/kW
SKGS 2010 4 890 4 890 $/kW
MIT3 2009 4 000 4 480 $/kW
VGB4 2011 4 019 5 225 $/kW
ICEPT5 2012 5 034 5 034 $/kW
Átlag - 4 627 5 005 $/kW
1. Az ázsiai erőművek adatait kivettük az OECD országok adataiból, ezenkívül a Flamanville-i
és az Olkiluoto-i beruházás költségbecslését aktualizáltuk
2. A NEI által eredetileg megadott 4500-5000 $/kW értéksáv átlaga helyett a felső tartományt
vettük, ugyanis a NEI eredeti költségbecslése nem tartalmazza a tulajdonost terhelő
(projektelőkészítési, engedélyezési) költségeket
3. Az MIT 2007-es $ értéken vett becslését 2012-es $ értékre számítottuk
4. A VGB eredeti becslése NOAK erőműre vonatkozott; ezt 30%-os prémiummal számítottuk át
FOAK kategóriára
5. Az ICEPT által bemutatott amerikai és európai erőművi beruházások adataiból átlagolt érték.
Az ICEPT saját költségbecsléseiben ezt csupán bemenő paraméterként kezeli.
III.3.2. Diszkontráta
Az egyik legfontosabb tényező bármilyen beruházás elemzésénél – különösen a hosszú
életciklusú befektetések esetében –, a diszkontráta meghatározása. Általánosan elfogadott,
hogy a diszkontráta megegyezik a súlyozott átlagos tőkeköltséggel, azaz a saját tőke és a
hitelezők által elvár hozamelvárások súlyozott értékével, ahol a súlyokat a befektetett tőke
határozza meg.
A súlyozott átlagos tőkeköltség, és így a diszkontráta meghatározását két oldalról végeztük el:
egyrészt megvizsgáltuk, hogy a különböző szakirodalmak milyen konkrét értéket használnak
a diszkontráta esetében, másrészt bemutatjuk, hogy a magyar szabályozás milyen súlyozott
átlagos tőkeköltség értéket ismer el a szabályozott villamosenergia-elosztás és átvitel
esetében.
Az alábbi táblázat összefoglalóan mutatja, hogy a nemzetközi szakirodalom milyen nominál
diszkontráta értékekkel számol, illetve ezt átszámítottuk, 2 %-os infláció feltételezése mellett
reálértékekre.
Atomerőművi beruházások
36
11. táblázat: Szakirodalmi áttekintés az atomerőművi projektek esetében alkalmazott diszkontrátákról
Nominál súlyozott
átlagos tőkeköltség Reál súlyozott
átlagos tőkeköltség
University of Chicago
2004 (8,0%-)13,5% 5,9-11,3%
DTI 2007 7,0%-12,0% 4,9% - 9,8%
MIT 2009 11,5% 9,3%
IEA 2010 10,0% 7,8 %
Oxera 2011 9,0%-13,0% 6,9 % - 10,8%
ICEPT 2012 11,0% 8,8 %
BEBR 2012 10,2% 8,0 %
Látható, hogy a fent ismertetett szakirodalmak jellemzően 8-9 %-os értéket határoznak meg.
Ugyanakkor a magyarországi befektetések a nyugat-európainál kockázatosabbak, ezért
indokolt lehet 1-2 százalékpontos prémiumot rászámolni.
A magyar szabályozás 2013. I.1.-től 6,23 %-os reál, adózás előtti súlyozott átlagos
tőkeköltséget határoz meg az átviteli és az elosztóhálózati üzemeltetők tőkeköltség-
számításánál. Ugyanakkor az atomerőművi beruházás ennél sokkal kockázatosabb befektetés,
ezért indokolt lehet erre 2-3 százalékpontos prémiumot rászámítani.
Összességében az előzőekben ismertettek alapján a realista forgatókönyv esetében 10 %-os
reál diszkontrátával számolunk, míg a pesszimista esetében 11,5 %-ossal, az optimista
esetében pedig 8,5%-assal.
III.3.3. Villamosenergia-árak
A villamos energia értékesítési árának meghatározásakor a Nemzeti Energiastratégia 2030
Gazdasági Hatáselemzése című dokumentumból indultunk ki. Ez a 2015, 2020, 2025, és 2030
évekre különböző szcenáriók esetében megbecsülte az éves átlagos villamos energia
nagykereskedelmi árakat, €2011/MWh-ban. Az abban meghatározott erőművi szcenáriókból mi
a Magyar Kormány által preferált „atom-szén-zöld” forgatókönyvet vettük alapul. Ez 2030-ra
vonatkozóan 90 €2011/MWh-ás nagykereskedelmi árat becsült. A Hatáselemzésben a
nagykereskedelmi ár meghatározása egy regionális árampiaci modell segítségével történt,
amely a régió villamosenergia-piacait szimulálja. Részletes érzékenységvizsgálat elvégzésére
nem került sor a Hatáselemzés keretében, de ennek ellenére megállapíthatjuk, hogy a
legfontosabb tényezők, amelyek befolyást gyakorolnak a nagykereskedelmi villamosenergia-
árra a következők: a szén-dioxid kvóta árfolyama, az éves villamosenergia-kereslet
növekedése, illetve a kínálati oldal, különös tekintettel a megújuló erőművekre, valamint az
atom és szénerőművekre, amelyek a merit order elején helyezkednek el.
Az atomerőművi megtérülés vizsgálatakor ezen értéket használjuk a realista forgatókönyv
esetében, míg 80 €2011/MWh-ás értéket a pesszimista, és 100 €2011/MWh-ás értéket az
optimista szcenárióban.
Atomerőművi beruházások
37
III.3.4. Egyéb inputtényezők
A beruházás előkészítési fázisát 5 évre becsüljük. A teljes előkészítési idő (beleértve a
politikai és társadalmi támogatottság biztosítására szánt erőfeszítéseket) ennél természetesen
hosszabb is lehet, de az a szakasz, melyben a projekthez kapcsolható, tényleges költségek
felmerülnek, várhatóan nem haladja meg az 5 évet. Ezen költségeket a teljes beruházási
költség 5%-ára becsüljük, mely egyenletesen oszlik el az előkészítési idő folyamán.
A kivitelezési/építési idő hosszára vonatkozó becslések viszonylag széles intervallumban
mozognak. A reaktorok gyártói/szállítói, illetve a kivitelező cégek általában 4-5 évben
határozzák meg az építési időt, az eddigi amerikai és európai tapasztalatok azonban ennél
jóval hosszabb, 10 év körüli időtartamot valószínűsítenek. Az építési tapasztalatok
felhalmozódásával azonban a közeljövőben a kivitelezés tényleges időigénye lassan közelíthet
a műszaki paraméterek alapján megadott alacsonyabb értékhez. Jelen tanulmányban a
szakirodalmi becslések alapján 7 éves építési/kivitelezési időt feltételeztünk, mely optimális
esetben 5 évre rövidülhet, kedvezőtlen körülmények között azonban 8 évesre nyúlhat. A teljes
beruházási költség 5%-a az előkészítési szakaszra, 95%-a az építési/kivitelezési fázisra esik,
eloszlása lineáris.
A kapacitáskihasználtság és üzemidő tekintetében hasonló kettősség figyelhető meg: a
műszaki adatlapok magas, 90%-os kapacitáskihasználtságot, és 60 éves üzemidőt adnak meg
az új blokkokra. A korábbian ismertetett tapasztalatok alapján azonban itt óvatosabb becslést
alkalmazunk: a teljes élettartamra vetített kapacitáskihasználtságot 80-90% közötti sávban
várjuk, átlagosan 85%-os kihasználtságot feltételezve. Az üzemidő rossz esetben 40, jó
esetben 60 év lehet, 50 éves középértékkel.
A számítások során alkalmazott üzemelési és a tüzelőanyag-költségeket a beruházási
költségekhez hasonlóan az utóbbi 3-4 év szakirodalmi becslései átlagolásával becsültük meg.
Üzemeltetési költségekre 14,49 $/MWh, tüzelőanyag-költségekre 9,16 $/MWh értéket
használtunk. A pesszimista értékek ezeknél 20%-al magasabbak, az optimista becslések 20%-
al alacsonyabbak. A tüzelőanyag-költségek a teljes üzemanyagciklusra vonatkoznak, vagyis
egyaránt tartalmazzák a nyersanyag árát és a feldolgozási költségeket (az ún. „front end”
költségeket), illetve a kiégett fűtőelemek ideiglenes tárolásának és végleges elhelyezésének a
költségét is (az ún. „back end” költségeket).
Az erőmű bezárásának és leszerelésének (decommissioning) költségét az eredeti beruházási
érték 15%-ában határoztuk meg. A pesszimista és optimista beruházási költségek mellett ezek
az értékek (optimista esetben 525, pesszimista esetben 975 millió dollár, 750 millió dolláros
középértékkel) nagyjából megegyeznek az eddig – többségében az Egyesült Államokban –
lezajlott atomerőmű-bezárások és leszerelések 500 millió és 1 milliárd dollár közötti
költségtartományával.
Az elemzés során a társasági nyereségadót 16 %-osnak vettük minden forgatókönyv esetében,
míg az értékcsökkenési leírást lineárisan a beruházási költség bruttó értékére vetítjük.
Atomerőművi beruházások
38
III.3.5. Inputtényezők összefoglalása
A korábban hivatkozott szakirodalmi források alapján a következő becsléseket alkalmazzuk
az egyes inputtényezőkre.
12. táblázat: A megtérülés vizsgálat során alkalmazott inputtényezők
Minimum Középérték Maximum
Előkészítési idő év 5 5 5
Építési idő év 5 7 8
Üzemidő év 40 50 60
Kapacitáskihasználtság % 80 85 90
Beruházási költség $/kW 4 000 5 000 6 500
Decommissioning $/kW 525 750 975
O&M $/MWh 12,08 14,49 17,38
Tüzelőanyag-költség $/MWh 7,328 9,16 10,992
Villamosenergia-ár €/MWh 80 90 100
Diszkontráta % 8,5% 10,0% 11,5%
III.4. A megtérülés-számítás eredményei
Az előzőekben bemutattuk, hogy milyen inputadatokkal számoltunk. Összesen három
szcenáriót definiáltunk: egy optimistát, egy realistát, illetve egy pesszimistát. A realista
forgatókönyv esetében minden bemenő változó a realista értéket veszi fel. A pesszimista
esetben feltételezzük, hogy az egyes inputváltozók mindig azon értéket veszik fel, amely
rontja a projekt megtérülését, míg az optimista esetben ellenkezőleg, amely javítja azt. A
következőkben először részletesen ismertetjük a realista forgatókönyv esetében kapott
eredményeket, majd bemutatjuk a pesszimista és optimista szcenárió eredményeit is. Ezt
követően különböző típusú érzékenységvizsgálatot végzünk, hogy a kapott eredmények
robosztusabbak legyenek, és azonosíthassuk azon tényezőket, amelyek a legfontosabb
hatással bírnak az atomerőműi beruházás megtérülésére.
III.4.1. A realista forgatókönyv eredményei
Az alábbi ábra mutatja, hogy a realista forgatókönyv esetében milyen pénzáramok merülnek
fel, ezeknek mekkora a jelenre diszkontált értéke, illetve ezek kumulált összege. Látható,
hogy a beruházási idő alatt jelentős mértékű negatív cash-flow-val találkozhatunk. A kumulált
diszkontált pénzáramok összege a beruházás végére eléri a -650 milliárd forintot. Az erőmű
termelési ciklusában az évenként pénzáramok értéke 160 milliárd forint körül alakul, viszont
ezek diszkontálása eredményeképpen már a termelés első évében is mindössze 50 milliárdot
tesz ki ez mai értéken. A kumulált CF összege így az erőmű életciklusa végén sem lesz
pozitív, mintegy 110 milliárd forintos kumulált diszkontált veszteségű pénzárammal
szembesül az erőmű. Az erőmű élettartalma végén egy jelentős mértékű bezárási költséget
tapasztalunk, de ennek diszkontált értéke szinte elhanyagolható.
Atomerőművi beruházások
39
9. ábra: A realista forgatókönyv esetében az évenkénti pénzáramok, diszkontált pénzáramok, illetve
kumulált diszkontált CF-ok összeg, Mrd Ft
Forrás: REKK számítás
Érdemes megvizsgálni, hogy a költségek és a bevételek oldalán hogyan oszlik meg a
diszkontált pénzáramok összege, és melyek a legfontosabb tényezők. Az alábbi ábra mutatja,
hogy a beruházási költség adja az összes költség 70 %-át, míg jelentősnek mondható a
működtetési költség, az adófizetés, illetve a tüzelőanyag-költség is. Ezen az ábrán nem
tüntettük fel a bezárás költségét, mivel annak a diszkontált értéke nagyon alacsony (0,5 Mrd
Ft).
Atomerőművi beruházások
40
10. ábra: A kiadások és a bevételek jelenértékeinek megoszlása, Mrd Ft
Forrás: REKK számítás
Minden, a megtérülést vizsgáló mutató azt jelzi, hogy a realista esetben nem érdemes
megvalósítani a beruházást. A nettó jelenérték közel -110 Mrd Ft-ot tesz ki, 10 %-os reál
diszkontráta mellett. A belső megtérülési ráta mutatja, hogy csak akkor érdemes
megvalósítani a projektet, ha a reálhozam-elvárás 8,7 % alatt van. A megtérülési idő 21 év,
míg a diszkontált megtérülési idő nem számolható, mivel a beruházás nem megtérülő. Az
LCOE értéke 106 €/MWh, amely azt jelenti, hogy a 10 %-os reálhozam-elvárás mellett az
atomerőmű ilyen átlagos értékesítési ár mellett tudna gazdaságosan működni.
13. táblázat: Az egyes eredményváltozók összefoglalása
Eredmény
NPV, Mrd Ft -109,10
IRR, % 8,7%
Megtérülési idő, év 21
Diszkontált megtérülési idő, év 63
LCOE, €/MWh 106
Forrás: REKK számítás
III.4.2. A három forgatókönyv összehasonlítása
Az előzőekben részletesen bemutattuk a realista forgatókönyv eredményeit. A következő
táblázatban pedig összefoglaljuk a három általunk előre definiált forgatókönyvet.
Atomerőművi beruházások
41
14. táblázat: A realista, optimista és pesszimista forgatókönyv eredményei
Realista Pesszimista Optimista
NPV, Mrd Ft -109,1 -456,3 409,5
IRR, % 8,7% 5,2% 12,8%
Megtérülési idő, év 21 28 17
Diszkontált megtérülési idő, év 63 64 22
LCOE, €/MWh 106 176 66
Forrás: REKK számítás
Látható, hogy a pesszimista forgatókönyv esetében igen rossz megtérülési mutatókkal
szembesülünk. A projekt belső megtérülési rátája 5,2 %-os, azaz ennél alacsonyabb
reálhozam-elvárással kell bírni a beruházónak, ha mégis belevág a projekt megvalósításába.
Az LCOE értéke ebben az esetben 176 €/MWh, amely a jelenlegi villamosenergia-árak
mellett igen valószínűtlen. Ezzel szemben az optimista forgatókönyv megvalósulása esetén
érdemes a beruházást megvalósítani. A nettó jelenérték meghaladja a 400 Mrd forintot, míg a
belső megtérülési ráta a 12,8 %-ot. Az LCOE értéke 66 €/MWh-át mutat, azaz átlagosan – az
optimista forgatókönyv esetén 8,5 %-os diszkontárával számolva – ekkora villamosenergia-
értékesítési ár mellett tud gazdaságosan működni az atomerőmű.
III.4.3. Parciális érzékenységvizsgálatok
A modell robosztussága érdekében szükséges megvizsgálni, hogy melyek azok a tényezők,
amelyekre leginkább érzékeny a megtérülés. A következőkben a legfontosabb hét paraméterre
végzünk érzékenységvizsgálatot:
tüzelőanyag-költség
villamosenergia-ár
diszkontráta
üzemeltetési költség
kihasználtság
beruházási költség
beruházási idő
Mindegyik paraméter esetében olyan modellfuttatást végzünk, amikor az összes paraméter a
realista szcenárióban meghatározott értéket veszi fel, leszámítva azt az egyet, amelyre
vonatkozóan az érzékenységvizsgálatot végezzük. Ebben az esetben feltételezzük, hogy az
adott inputváltozó a pesszimista vagy az optimista értékét veszi fel. Kivétel ez alól a
beruházási idő, amely esetében a realista forgatókönyv esetében meghatározott beruházási
évhez hozzáadtunk, illetve abból levontunk 2-2 évet.
Az alábbi ábra és táblázat mutatja összefoglalóan az érzékenységvizsgálat eredményét.
Látható, hogy csak akkor pozitív a nettó jelenérték, ha alacsony diszkontrátával (8,5 %-os
Atomerőművi beruházások
42
reáldiszkont ráta), vagy alacsony beruházási költséggel számolunk (4000 $/kW). Minden más
esetben a nettó jelenérték negatív.
11. ábra: A nettó jelenérték értékei különböző tényezők érzékenységvizsgálata mellett, Mrd Ft
Forrás: REKK számítás
15. táblázat: Az egyes eredményváltozók értékei különböző tényezők érzékenységvizsgálata mellett
NPV, Mrd Ft IRR, %Megtérülési
idő, év
Diszkontált
megtérülési idő, évLCOE, €/MWh
-109,1 8,7% 21 63 106
plusz 2 év -197,6 7,7% 23 65 122
mínusz két év -49,0 9,4% 19 61 96
pesszimista -300,1 7,0% 23 63 130
optimista 18,2 10,3% 19 46 88
pesszimista -140,1 8,2% 21 63 110
optimista -78,1 9,1% 21 63 100
pesszimista -122,1 8,5% 21 63 108
optimista -93,7 8,9% 21 63 104
pesszimista -183,5 8,7% 21 63 124
optimista 16,2 8,7% 21 52 90
pesszimista -184,7 7,6% 22 63 106
optimista -33,5 9,6% 20 63 106
pesszimista -115,9 8,6% 21 63 106
optimista -101,1 8,8% 21 63 104Tüzelőanyag-költség
Realista szcenárió
Beruházási idő
Beruházási költség
Kihasználtság
Üzemeltetési költség
Diszkontráta
Villamosenergia-ára
Forrás: REKK számítás
III.4.4. Az összes inputadat-kombináció esetén a megtérülés alakulása
Az érzékenységvizsgálat mellett elvégeztünk egy olyan elemzést is, amely során az összes –
általunk vizsgált – inputtényező kombinációjára lefuttattuk a beruházási modellt. Összesen
Atomerőművi beruházások
43
hat tényezőt vizsgáltunk, amely három-három értéket vehet fel: a pesszimista, az optimista
vagy a realista szcenárióban meghatározottat. A beruházási költséget, illetve a beruházás
időtartalmát egy tényezőnek számítottuk, mivel a kettő erősen összefügghet. Ebből
következően összesen 36, azaz 729 kimenet lehetséges. A következő ábra mutatja az egyes
kimenetelek nettó jelenértékét.
12. ábra: Az egyes input-kombinációk esetében a nettó jelenérték értéke, Mrd Ft
Forrás: REKK számítás
Látható, hogy a lehetséges 729 esetből mindössze 210 esetben pozitív a nettó jelenérték, az
összes többi esetben negatív. Jellemzően azokban az esetekben lehetséges pozitív nettó
jelenérték, ha a diszkonttényező és/vagy a beruházási költség az optimista szcenárióban
meghatározott értéket veszi fel.
Megvizsgáltuk továbbá, hogy az LCOE értéke hogyan alakul az összes lehetséges esetben.
Ekkor már természetesen csak öt tényező értékeinek kombinációira végeztük el a
számításokat, mivel a nagykereskedelmi villamosenergia-ár ebben az esetben az
eredményváltozó, nem pedig az inputváltozó. Az alábbi ábra mutatja az LCOE értékeit.
Atomerőművi beruházások
44
13. ábra: Az egyes input-kombinációk esetében az LCOE értéke, €/MWh
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
1 9 17 25 33 41 49 57 65 73 81 89 97 105 113 121 129 137 145 153 161 169 177 185 193 201 209 217 225 233 241
Futtatási esetek
LC
OE
€/M
Wh
Forrás: REKK számítás
Atomerőművi beruházások
45
IV. ZÁRSZÓ
Az atomerőművi beruházások lehetséges üzleti modelljeinek feltérképezése és bemutatása,
valamint egy hazai nukleáris beruházás megtérülésének vizsgálata rendkívül összetett munka,
melynek során számos olyan kritikus tényező játszik szerepet, melyek vizsgálata gyakran
külön kutatást igényelne. Jelen tanulmányban nem vállalkozhattunk ezen részkutatások
elvégzésére, ugyanakkor ehelyütt röviden jelezni kívánjuk, melyek azok a kérdések, melyek
további vizsgálata elengedhetetlen a fenti feladat korrekt elvégzéséhez.
Az atomerőművi beruházások megtérülése rendkívül érzékeny az induló beruházási költségek
nagyságára és az alkalmazott diszkontráta, vagyis a súlyozott tőkeköltség (WACC) mértékére.
A megtérülés számítás hitelessége ezért nagymértében a fenti paraméterek helyes
megválasztásától függ. A szükséges inputadatokat jelen tanulmányban széles körű
szakirodalmi adatfeldolgozás alapján becsültük meg. A paraméterek pontosításához azonban
szükség lenne bizonyos mértékű elsődleges adatgyűjtésre, illetve erőművi befektetőkkel és a
finanszírozásban jártas szakértőkkel folytatott interjúkra. A gyakorló szakemberekkel történő
konzultáció nem csak a beruházási és tőkeköltségek felméréséhez szükséges, hanem az
erőművi beruházások, illetve nagyobb infrastrukturális projektek során alkalmazott
finanszírozási és szerződéskötési gyakorlat megismeréséhez, és a nukleáris beruházók előtti
mozgástér feltérképezéséhez.
Az atomerőművi projektek súlyozott tőkeköltségének (WACC) megállapítása, és a jövőbeni
pénzáramokra alkalmazott diszkontráta megválasztása, valamint a tőkebevonással és
finanszírozással kapcsolatos kérdések megválaszolása az egyik legösszetettebb feladat. A
tőkeköltség megállapításához szükséges számítások többek között kiterjednek a
villamosenergia-szektorban alkalmazható WACC-ra vonatkozó becslésre, a saját és az idegen
tőke bevonásának lehetőségeinek feltérképezésére és azok lehetséges arányának
megállapítására, a nukleáris projekteket sújtó kockázati prémium mértékének felmérésére, és
az országkockázat becslésére. Ezen számításokhoz célszerű az utóbbi időszak hazai/régióbeli
erőművi beruházásai, illetve nagyobb infrastrukturális projektjei során nyert tapasztalatok
megismerése is. Ezen kérdések megválaszolása optimális esetben külön kutatás tárgya,
melyre jelen tanulmányban nem volt lehetőségünk.
Jelen tanulmányban az Egyesült Államokban és Európában folyó legelőrehaladottabb
projektek vizsgálatára és üzleti modelljeinek bemutatására koncentráltunk. Kutatásunk nem
terjedt ki más régiókban és országokban, az európaitól jelentősen eltérő szabályozási
környezetben alkalmazott üzleti modellek vizsgálatára. Az orosz, kínai, japán és dél-koreai
atomerőművi projektek elemzése azonban az eltérő társadalmi, politikai és üzleti kultúra
ellenére mindenképpen szükséges lehet, mert hasznos tapasztalatok megismeréséhez, adott
esetben hazai környezetben is alkalmazható (rész)megoldások kialakításához vezethet. A
példa kedvéért érdemes megemlíteni a török Akkuyu projektet, melynek végrehajtása olyan
Atomerőművi beruházások
46
speciális üzleti modell keretében történik, melynek megismerése és behatóbb vizsgálata a
régiónkban tervezett projektek szempontjából kiemelt fontosságú lehet.
A kutatás földrajzi kereteivel összefüggésben a szabályozási és engedélyezési aspektusok
behatóbb vizsgálatára is szükség lenne. Egyrészt az eltérő szabályozási környezetben, eltérő
üzleti modellel megvalósuló projektek megismerése segíthet az üzleti modellek és a
szabályozási háttér közötti összefüggések megértésében. Másrészt az eltérő engedélyezési és
ösztönzési rendszerek hazai alkalmazhatóságának megítéléséhez ezen rendszerek
működésének mélyebb elemzése szükséges. A lehetséges szabályozási reformok
értékeléséhez és megítéléséhez számos további kérdést kell megválaszolni. Hogyan lehetséges
a beruházói szempontok és biztonsági megfontolások közti egyensúly
megteremtése/megőrzése? A jelenlegi (de átalakulásban lévő) európai szabályozási és
versenyjogi környezetben milyen feltételekkel és milyen formában alkalmazhatóak
beruházásösztönző mechanizmusok, vagy állami támogatások? A nukleáris beruházások
kockázatmentesítését, illetve ösztönzését célzó szabályozási reformok milyen hatással
lehetnek az érintett ország(ok) villamosenergia-piacára és az erőművi szektorra?
Jelen tanulmány alapvetően a beruházás megtérülésére, és ezáltal a befektető szempontjaira
koncentrált. Ennek következtében az üzemidő vége felé aktuálissá váló, és nagyon magas
jövőbeni költséggel járó, de jelenértékben igen csekély mértékű hulladék-elhelyezés és
leszerelés gazdasági és környezeti kockázatainak behatóbb vizsgálatára nem került sor. Ezek a
beruházó szempontjából kisebb fontosságú tevékenységek azonban amellett, hogy
kiemelkedő társadalmi és politikai érdeklődésre tartanak számot, nem elhanyagolható
pénzügyi kockázatot hordoznak, és számos, részben megválaszolatlan szabályozási kérdést
vetnek fel. A társadalmat érintő -externális- gazdasági és környezeti hatások nagyságából
kifolyólag tehát nem kerülhető meg a kiégett tüzelőanyagok és egyéb radioaktív hulladékok
tárolásának és elhelyezésével, illetve a kiszolgált erőmű leszerelésével kapcsolatos kérdések
behatóbb vizsgálata. Ide tartozik többek között a szükséges tárolói infrastruktúra kiépítésére, a
kapcsolódó hulladék-elhelyezési, tároló üzemeltetési, leszerelési és ártalmatlanítási
tevékenységek végzésére, a finanszírozásához szükséges pénzügyi alapok működtetésére,
illetve a lehetséges kockázatok beruházó és állam közti megosztására vonatkozó lehetséges
szabályozások vizsgálata.
A fenti kérdések természetesen nem fedik le mindazon kutatásokat, melyeket a nukleáris
beruházások vizsgálata és értékelése során el kell végezni. Célunk ehelyütt csupán annak
jelzése, hogy a lehetséges üzleti modellek feltérképezése, vagy a megtérülés vizsgálata jóval
komplexebb feladat annál, semmint hogy az egy ilyen korlátozott méretű kutatás során
elvégezhető legyen.